raport ŞtiinŢific tehnic - · pdf filecerinte pentru aparate electrocasnice, scule electrice...

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

HIDROEOL

RST

________________________________________________________________________1/136 Etapa 2. Proiectare model sistem energetic hibrid Termen: 30.10.2008

RAPORT ŞTIINŢIFIC TEHNIC

ETAPA 2 : Proiectare model sistem energetic hibrid Activitati: Activitate II.1 - IPA - Stabilirea arhitecturii generice a modelului matematic Activitate II.2 - IPA - Elaborarea propriu-zisă a componentelor modelului Activitate II.3 - IPA - Elaborarea proiectului SCADA Activitate II.4 - UTCN - Elaborarea proiectului sub-sistemului hidro, conform cerinţelor de securitate Activitate II.5 - UTBv - Elaborarea proiectului sub-sistemului eolian


HIDROEOL

RST


CUPRINS

pagina

1. BAZA LUCRĂRII 5 1.1 Baza juridică 5 1.2 Baza tehnică 5

2. STANDARDE ŞI NORME NAŢIONALE ŞI INTERNAŢIONALE DE REFERINŢĂ 6

2.1. Standarde naţionale şi internaţionale de referinţă 6 2.2. Norme naţionale şi internaţionale de referinţă 6

3. REDEFINIREA SCOPURILOR 7 3.1. Concluziile etapei anterioare 8 3.2. Redefinirea scopurilor 8 3.2.1. Privire generală a sistemului energetic românesc 8 3.2.2. Energia eoliană 10 3.2.3. Rigiditatea unui sistem energetic 11 3.2.4. Energia eoliană care poate fi adăugată sistemului energetic 12 3.2.5. Probleme juridice care se întrevăd 14 3.2.6. Concluzii la redefinirea scopurilor 15 3.3. Soluţia – sistemele hibride 15 3.3.1. Sisteme hidro-eoliene mari 15 3.3.2. Balanţa energetică şi beneficii 16 3.3.3. Concluzii la Sistemele Hibride 18

4. STABILIREA ARHITECTURII GENERICE A STATIEI PILOT şi A MODELULUI MATEMATIC 20

4.1. Resursele de vânt 20 4.2. Staţia de vânt HIDROEOL 22 4.2.1. Staţia pentru măsurarea potenţialului eolian 23 4.2.2. Aplicaţia soft a staţiei de vânt Hidroeol 26 4.2.3. Credibilitatea datelor noastre 33 4.2.4. Problema înălţimii de măsurare şi a profilului potenţialului eolian pe

verticala unei locatii

36 4.3. Arhitectura ansamblului hidro-eolian 39

5. ELABORAREA PROPRIU-ZISĂ A MODELULUI 42 5.1. Proiectarea ansamblului hidro-eolian 43 5.1.1.Turbina şi generatorul eolian 44 5.1.2. Tipuri de generatoare 45 5.1.3. Alegerea ansamblului turbină – generator 47 5.1.4. Pompa hidraulică 50 5.1.5. Concluzie importantă privind alegerea turbinei 51


HIDROEOL

RST


6. ELABORAREA PROIECTULUI SISTEMULUI SCADA 52 6.1. Arhitectura sistemului scada 52 6.1.1. Scopul sistemului de urmărire şi control 52 6.1.2. Funcţiile sistemului SCADA 52 6.1.3. Comunicaţia în cadrul sistemului SCADA 54 6.2. Subsistemul ierarhic local 54 6.2.1. PLC - automatul programabil 54 6.2.2. Alimentarea sistemului 57 6.2.3. Traductorii şi senzorii 58 6.2.4. Problema contoarelor electrice 58 6.3. SCADA - nivelul distant 59 6.3.1. Calculatorul principal SCADA 59 6.4. Structura aplicaţii soft 60 6.4.1. Interfeţele (ecranele, ferestrele) utilizator 60 6.4.2 Aplicaţia soft de la nivelul local 60 6.4.3. Aplicaţia soft de la nivel dispecer (distant) 61 6.5. Aplicaţia soft de la nivelul serverului web 62

7. ELABORAREA PROIECTULUI SUSBSISTEMULUI HIDRO 63 7.1. Modelul de sistem energetic hibrid hidroeol-01, locaţia baza turistică

Mărişel a UTCN 64 7.1.1. Date de proiectare 64 7.1.2. Alegere turbină eoliană 67 7.1.3. Alegere pompă 70 7.1.4. Dimensionare lac de acumulare 72 7.1.5. Dimensionare baraj 73 7.1.6. Dimensionare turbină hidraulică 75 7.1.7. Calculaţie de preţ HIDROEOL-01 76 7.2. Modelul de sistem energetic hibrid HIDROEOL-02, locaţia str.

Observator nr. 2 a UTCN 77 7.2.1 Date de proiectare 77 7.2.2 Alegere sistem eolian 78 7.2.3. Concepere schemă HIDROEOL-02 82 7.2.4 Alegere acumulatori de energie electrică 84 7.2.5. Alegere invertor 85 7.2.6. Alegere pompe 85 7.2.7 Alegere hidrogenerator 87 7.2.8 Calculaţie de preţ HIDROEOL-02 87 7.3. Modelul de sistem energetic hibrid HIDROEOL-03, locaţia

microhidrocen-trala Floreţti I, aparţinând HIDROELECTRICA S.A. Filiala Cluj 89

7.3.1. Date de proiectare 89 7.3.2. Sistemul eolian de pompare 92 7.3.3. Estimarea costurilor 93 7.3.4. Implementarea proiectului HIDROEOL-03 93 7.4. Concluzii privind proiectarea subsistemului hidro 94

8. ELABORAREA PROIECTULUI SUBSISTEMULUI EOLIAN 95 8.1. Alte consideraţii teoretice 95


HIDROEOL

RST


8.1.1. Distribuţia Weibull 95 8.1.2. Consideraţii despre pompa centrifugă 96 8.1.3. Efectele turbinei eoliene asupra mediului 99 8.2. Modelul sistemului considerat 102 8.2.1. Model matematic al sistemului 102 8.2.2. Cutia de viteze 104 8.2.3. Generatorul sincron 104 8.2.4. Motorul asincron 106 8.2.5. Pompa centrifugă 108 8.2.6. Conducta 111 8.3. Utilizarea MATLAB/SIMULINK pentru realizarea simulării modelului

matematic 113 8.3.1. Elaborare software 113 8.3.2. Alegerea turbinei eoliene şi pompei hidraulice 117 8.3.3. Calculul sistemului considerat 118 8.3.4. Analizarea randamentului global al lanţului de conversie energetică 124

9. REZUMATUL ŞI CONCLUZIILE ETAPEI A II-A 128

10. BIBLIOGRAFIE GENERALĂ 130 ANEXA 1 ANEXA 2 ANEXA 3


HIDROEOL

RST


COLECTIV DE ELABORARE

cs. pr. I ing. Ioan STOIAN - director sucursala Cluj Director Proiect: cs. pr. II ing. Alina CĂLĂRAŞU IPA Sucursala Cluj cs. pr. II ing. Octavian CĂPĂŢÎNĂ – Responsabil ştiinţific cs. pr. III ing. Nicolae BOJOR

as. cs. drd. ing. Rareş CAZAN ing. Laurenţiu CHIRILĂ ing. Cristian VIGU cs. drd. ing. Szabolci BALOG cs. pr. II ing. Eugen STÂNCEL cs. pr. II ing. Istvan KOVACS cs. pr. II ing. Gicu UNGUREANU cs. pr. III ing. Sorin IGNAT cs. mat. Magda CADIŞ Universitatea Tehnica Cluj-Napoca Prof. dr. ing. Ioan VĂDAN - Responsabil ştiinţific Prof. dr. ing. Virgil MAIER Conf. dr. ing. Sorin PAVEL S.l.ing. Corina MARTINEAC Asis. ing. Aurel BOTEZAN Asis. ing. Antoniu TURCU Asis. ing. Marius RUSSU Drd. Ing. Simona ARDELEAN Universitatea Transilvania Braşov Prof. dr. ing. Corneliu MARINESCU– Responsabil ştiinţific Prof. dr. ing. Marius GEORGESCU Conf. dr. ing. Daniela MARINESCU Sl. ing. Luminita CLOTEA Lector ing. Paul IACOB Drd. ing. Ioan ŞERBAN Drd. ing. Cătălin ION


HIDROEOL

RST


1. BAZA LUCRĂRII

1.1. Baza juridică Proiectul se desfăşoară pe baza unui parteneriat între SC IPA SA CIFATT Cluj

(coordonator al proiectului) unitate cu profil de cercetare-dezvoltare, Universitatea Tehnică Cluj Napoca şi Universitatea Transilvania Braşov.

Baza legală a lucrării o constituie contractul de finanţare de la bugetul de stat având nr. 21062/2007, încheiat între SC IPA SA şi Centrul Naţional de Management Programe.

1.2. Baza tehnică Baza tehnică a lucrării este constituită din:

o Anexa B - Descrierea proiectului o Planul de realizare al proiectului o Anexele contractului.


HIDROEOL

RST


2. STANDARDE ŞI NORME NAŢIONALE ŞI INTERNAŢIONALE DE REFERINŢĂ

2.1. Standarde naţionale şi internaţionale de referinţă

1. Securitatea masinilor. Echipamentelor electrice al masinilor SR EN 60204-1:2000 2. Grade de protectie asigurate prin carcase SR EN 60529:1995

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

SR EN 55014-1:2001

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

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

SR EN 60770-1:2003

6. Elaborarea documentatiilor utilizate în electrotehnica. P1 Prescriptii generale

SR EN 61082-1+A1 +A2:2000

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

SR EN 60445:2003

8. Erori de măsurare. Terminologie SR 13251:1996 9. Tensiuni nominale ale retelelor electrice de distributie publica de joasa

tensiune SR HD 472 S1:2001

10. Vocabular international de termini fundamentali şi generali metrologici SR 13251:1996 11. Vocabular electrotehnic international. Cap 826. Instalatii electrice în

constructii SR CEI 60056 (826)

12. Protectie impotriva socurilor electrice. Aspecte comune în instalatii şi echipamente electrice

SR EN 61140:2002

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

STAS 12604/5-90

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

2.2. Norme naţionale şi internaţionale de referinţă

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

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

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

18. Normativ pentru proiectarea şi executarea retelelor electrice de cabluri 19. Instructiuni pentru proiectarea centralelor şi instalatiilor electrice. Servicii proprii în c.c. 20. Norme republicane de protectie a muncii - 1975 21. Norme de protectia muncii pentru instalatii electrice 22. Norme de protectie climatica 23. Norme şi reglementari tehnice din domeniul supravegerii comportarii constructiilor aprobate de

MLPAT, conform nomenclatorului aprobat în BC nr.4 /1995 24. Norme metodologice privind urmărirea comportarii constructiilor, inclusiv supravegherea


HIDROEOL

RST


curenta a starii tehnice a acestora, P130/88 25. Norme tehnice pentru intocmirea instructiiunilor şi proiectelor de urmărire a comportarii

constructiilor hidrotehnice - PE 734/89 26. Constructii hidrotehnice . Supravegherea comportarii în timp. Prescriptii generale STAS 7883/90 27. Actiuni în constructii. Clasificarea şi gruparea actiunilor . STAS 10101/75 28. Hidrologie. Terminologie STAS 4621/91 29. Desene tehnice în constructii Intocmirea desenelor pentru constructii din beton şi beton armat

STAS 855/79; Desene tehnice în constructii : linii, cotare, reprezentari conventionale STAS 1434/83 Desene tehnice în constructii: Intocmirea desenelor pentru constructii metalice. Reguli de reprezentare şi cotare: STAS 9773/88; Constructii hidrotehnice. Scheme de amenajari hidrotehnice. Semne conventionale: STAS 10716/76

30. Numerotarea diviziunilor şi subdiviziunilor în documetatiile scrise STAS 9467/91 31. Ord. 553/5.367 NN din 10.06.1999 şi Ord. 784/34/N din 13.04.1998 ale Ministerului Finantelor

şi Ministerului Lucrarilor Publice şi Amenajarii Teritoriului.


HIDROEOL

RST


3. REDEFINIREA SCOPURILOR 3.1. CONCLUZIILE ETAPEI ANTERIOARE

S-a plecat de o lucrare ştiinţifică [7] în care s-a făcut demonstraţia pe hârtie că un ansamblu hidro-eolian cu conservare prin pompare în bazinul superior e mai bun că randament decât suma părţilor hidro şi eoliene luate separat. În urma studiului etapei atât coordonatorul cât şi partenerul principal, UTCN, pe căi diferite, din experienţe şi acumulări de cunoştinţe diferite au ajuns la aceiaşi concluzie şi anume că problema care se ridică şi se va ridica la nivel mondial este capacitatea de însera energia eoliană, în proporţie tot mai mare, în sistemele energetice existente fără a deteriora calităţile sistemului. S-a evidenţiat existenţa unei limite teoretice maxime, proprii fiecărui sistem energetic, până la care se pot însera capacităţi de producţie eoliene fără deteriorarea calităţilor acelui sistem energetic. În urma studiului de faţă atât coordonatorul cât şi partenerul principal, UTCN, au ajuns, independent, la concluzia că în România, prin intrarea celui de al doilea grup de la Cernavodă, rigiditatea sistemului energetic naţional creşte, iar dezvoltarea de capacităţi de conservare a energiei din perioadele de surplus este un imperativ. Ori creşterea capacităţilor de conservare prin pompaj în bazinele superioare ridică limita teoretică maximă până la care se pot însera într-un sistem energetic capacităţi de producţie eoliană fără deteriorarea calităţilor sistemului. S-a definit, în mare, structura staţiei pilot şi a sistemului de supraveghere şi control a acesteia. S-au redefinit, în perspectiva, concluziilor trase la această fază, rolul fiecărui partener în etapele II, III, IV şi V. din această perspectivă s-au făcut corectivele necesare la planul de REALIZARE A PROIECTULUI. 3.2. REDEFINIREA SCOPURILOR Cercetarile făcute de la predarea primei faze ne-au permis sa avem o privire mai cuprinzatoare dar şi mai exacta asupra problematicii integrarii energiei eoliene. Daca până aici ne-am permis sa tratam problema în spatiul logicii fără avea dimensiuni, acum vom aborda problema în contextul SEN (sistemul energetic national) şi incercam sa definim dimensional problema.

3.2.1. Privire generală a sistemului energetic românesc Conform ultimului număr (vara 2008) al publicaţiei Institutului Naţional de staţistică, “Anuarul statistic” capacităţile instalate de putere, în Romania, sunt, după originea lor, 63% din centrale electrice cu combustibil fosil, 33% din hidroenergie şi 4% din centrale electrice nucleare, aşa cum este prezentat în figura 3.1. Productia din 2005 în funcţie de origine este prezentata în figura 3.2 şi mai multe detalii sunt în tabelul 3.1, unde fosil reprezintă toate capacităţi le unde se foloseşte cărbune, petrol sau gaz natural.


HIDROEOL

RST


Tabel 3.1. Structura energiei produse în 2005.

Figura 3.1. Structura capacităţi ilor instalate – 2005

Figura 3.2 Structura energiei produse în 2005.

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

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

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

Termo – Carbune 41.69%Termo – Gaz natural 17.42%Termo - Produse petroliere 1.11%Nuclear 13.10%Hidro 25.80%


HIDROEOL

RST


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

Pentru că vârful consumului zilnic este cu 18% peste medie dar noi consumam astăzi, doar 47% din capacităţile noastre, pentru varful consumului predictibil conducem 8,5% din capacităţi le noastre instalate în centrale electrice. Figura 3.4. Profilul consumului mediu zilnic în Romania. Pentru stabilitatea frecventei (50Hz), că parametru major, în sistemul energetic national exista trei bucle de control numite: primar, secundar şi tertiar. Primele doua sunt controale automate şi ultimul control este controlat de un operator uman organizat în dispecerul national. Fiecare capacitate electrica din cele aproximativ 300 de centrale electrice este controlata de una din aceste bucle de frecventa. In a treia bucla se situeaza centralele electrice rapide că şi centralele hidroelectrice.

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

3.2.2. Energia eoliană Cel mai important lucru care trebuie luat în considerare este că aceasta energie ecologica şi reutilizabila este arbitrara. Pentru a contracara acest arbitrar şi nepredictiblilitatea managementul energetic general foloseste prognoza meteorologica combinata cu tinerea în rezerva a centralelor electrice rapida sau cu capacitate de conservare. Pentru cantitatea mare de energieeoliană care trebuie integrata trebuie folosite pe langa capacităţi le de stocare de energie, alte metode de conservare: staţii de pompare, depozite de aer comprimat şi sisteme boiler. Toate aceste metode folosite cu energiaeoliană schimba caracteristica arbitrara a energie eoliene intr-o energie care poate fi folosita atunci cand este necesara. Dar acest ansamblu de stocare inseamna investitii suplimentare şi are o anumita eficienta. Intrebarea la care asteptam raspuns este cate capacităţi de vânt pot fi atasate la un sistem electric fără ai deteriora caracteristiciile, în conditiile actuale, fără facilitati de conservare. In


HIDROEOL

RST


abordarea noastra am simplificat conditiile şi am considerat că nu este nici o problema cu linia electrica şi cu transmiterea enegie. Este general recunoscut că fluctuatiile de putere a vântului în sistem sunt mult mai greu de controlat decât variatiile de incarcare, incluzand şi erorile de prognozare a incarcarii. Compania romana care conduce reteaua de transmisie, Transelectrica, recent, a pretins că poate controla până la 2000MW putere provenita din turbine de vânt, fără costuri de dezvoltare. Singurul factor pozitiv în integrarea puterii eoliene este efectul de uniformizare între turbine de vânt distribuite spatial.

3.2.3. Rigiditatea unui sistem energetic Este definită în [7] o funcţie a rigiditatii sistemului national, R:

t

ii

i

C

CtR

⋅=

∑ , (1)

unde: Ci este capacitatea de putere conform originii combustibilului (hidro, nuclear, fosil) care indeplineste consumul zilnic, Ct este puterea totala instalata în sistemul energetic national, Tf este timpul normalizat de pornire pentru acel tip de centrala electrica (vezi tabelul 3.2, tf pentru hidro=1).

Tabel 3.2. Timpul de pornire a centralelor electrice

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

Tip de centrala electrica

Timpul de inceput (minute)

tf = timpul de inceput al combustibilului / timpul de

inceput hidro Termo carbine 1000 125 Termo petrol 360 45

Termo gaz natulale 360 45 Nuclear 14000 1750 Hidro 8 1

2005 Tip combustibil Tf

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

Fosil 125 6,222 0.33 40.84 Atom 1750 560 0.03 51.47 Hidro 1 2,307 0.12 0.12 Rigiditate (2005) 92.43


HIDROEOL

RST


Considerăm rigiditatea maxima pentru sistemul nostrum daca toate capabilitatile centralelor electrice sunt folosite pentru a indeplini consumul de energie electrica, astfel avem Rmax=143,78 puncte, cum poate fi vazut mai jos:

2007

combusibil tf Capacitati în

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

In mai 2007 Romania şi dublat capacitatea nucleara, ajungand 1400MW, astfel incat rigiditatea noua este mai mare, Rmax este mai mare.

2007

combustibil Tf Capacitate

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

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

maxRRCrigid = (2)

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

3.2.4. Energia eoliană care poate fi adăugată sistemului energetic Pentru moment evitand subtilitatiile, cum sunt prognoza vântului, cu un bun management al tuturor resurselor putem afirma că fără mari facilitati de conservare a energie eoliene, integrarea ei este posibila doar în cazul centralelor hidroelectrice rapide. Capacitatile hidro nefolosite în momentul consumului de varf pot fi o măsură a capacităţi i puterii vântului, Ceolian, care pot fi adaugate fără probleme majore la sistemul energetic şi fără facilitati de conservare. Propunem următoarea ecuatie: osithidronefolkorrigideolian CKCC ⋅⋅−≤ )1( , (3) unde:

Kcor este un coeficient de corectie. Viteza medie a energiei hidro folosite este de 2307MW, dar în varful de consum puterea hidro folosita poate creste până la 85% din capacităţi le instalate, poate creste 0,85*Ct = 1678Mw. Astfel în cel mai rau caz puterea hidro nefolosita se poate afla în diferenta între Ctotal hidro and Chidro folosit în cel mai rau caz, care reprezinta 6889Mw – (2307 + 1678) Mw.


HIDROEOL

RST


Puterea hidro nefolosita, Chidro nefolosit, este în jur de 2903Mw. Coeficientul de corectie, Kcor, care depinde de multi alti factori, între care un management bun al resurselor, este foarte important. Acest coeffcient poate fi în jur de. Kcor între (0,8 – 1,5). In cazul anului 2005 relatia (3) devine: C eolian < Kcor * 1036 MW, iar în cazul anului 2007 relatia (3) devine: C eolian < Kcor * 897 MW Problema va aparea în 2012 cand alte doua generatoare nucleare vor fi date în folosinta, iar până atunci se poate că 1-2GW putereeoliană sa fie data în folosinta. Conform metodei noastre de apreciere rigiditatea va fi că în tabelul următor:

2012 după punerea în folosinta a generatoarelor nucleare

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

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

2012

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

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

Astfel, Crigid (2012) va creste până la 0,733, iar energia eoliană care ar putea fi ataşată sistemului energetic romanesc este de cel putin 775Mw. Cel putin, pentru că facem acest calcul mentinand consumul actual de energie, în momentul de varf şi se neglijeaza alte viitoare schimbari care vor avea loc în sistemul energetic. In mod cert s-ar putea efectua calcule mai exacte, dar intentia noastra a fost de a crea o metoda de a aprecia cate capacităţi de de energieeoliană ar putea fi adaugate fără alte facilitati de conservare aditionale. Aceasta metoda poate fi rafinata luand în considerare capacităţi le mentinute în rezerva. Considerand Kcor = 1, rezultatele sunt rezumate în tabelul de mai jos: An 2005 2007 2012 Crigid 0,643 0,691 0,733 Nuclear (Mw) 700 1400 2800 Vant w/t capacitate de stocare (Mw) 1036 897 775 Energieeoliană folosita în 2008 1Mw Cereri pt energieeoliană ~1,5 - 2,0Mw

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


HIDROEOL

RST


2008 (897 MW), în conditiile în care structura SEN nu se mai modifica până la intrarea grupurilor 3 şi 4 de la Cernavoda (previzionata a avea loc în 2012) şi capacităţi le eoliene intrate în sistem. Daca consideram intrarea liniara a capacităţi lor de 1500 Mw de acum până în 2012 atunci se constata că în 2010 nu mai poate intra nimic fără a deteriora perfomantele sistemului sau fără a introduce concomitant capacitate de conservare a energiei eoliene (vezi figura 3.6).

Figura 3.6. Capacitatea energiei eoliene ce poate fi acceptata fără a deprecia calitatea energiei

SEN în perioada 2010-2012 3.2.5. Probleme juridice care se întrevăd

In afara problemelor de ordin ethnic care apar aşa cum am incercat sa demonstram pe

cale matematica, vor aparea şi probleme de natura juridica, care vor frana dezvoltarea energiei eoliene şi vor crea doua categorii de producatori.

Daca aceste “calcule” nu sunt luate în seama de TRANSELECTRICA din acest moment, pentru o autorizare echitabila a investitorilor în energie eoliana, atunci din 2011 sau, acuit, din 2012, vom avea un SEN mai putin performant dar vom avea doua categorii de producatori de energie eoliana: primii care au investit (până în 2011) doar în productiaeoliană (3-4 euro/w instalat) şi a doua categorie dintre cei care investec din 2010 şi în continuare care trebuiesc sa investeasca şi în capacitate de conservare. Costurile de conservare s-ar putea sa dubleze investitia initiala.


HIDROEOL

RST


3.2.6. Concluzii la redefinirea scopurilor In concluzie, România trebuie să fie pregătitî până la intrarea în funcţiune a celor 2 generatoare nucleare, prognozată pentru 2012 (?), să aibă cel putin 1Gw de facilităţi de conservare a energiei. Din anii ‘70 a fost proiectata o hidrocentrala cu pompare de 1Gw, dar nu a mai fost realizata. Aerul comprimat şi incalzirea directa a apei de consum sunt modalitati noi, şi de incredere, de a integra energiaeoliană în sistemul energetic, pe langa stocarea cu pompe. O alta chestiune complementara poate fi noul concept al unui “sistem energetic inteligent” care sa intruneasca cel putin trei caracteristici. 3.3. SOLUŢIA – SISTEMELE HIBRIDE Toate dezavantajele enumerate pentru energiaeoliană nu exista în energia hidro. Nu numai din punct economic (energia hidro este cea mai ieftina), sau din punct de vedere ecologic, dar şi din cel al disponibilitatii, energia hidro este cea mai dezirabila sursa de energie. Astfel daca combinam convenabil vântul cu energia hidro, dezavantajele energiei eoliene pot deveni avantaje.Beneficiile sinergiei vânt/hidro a fost exploatata pe mai multe niveluri ale dimensiunii sitului. La scara globala, implementarea sistemelor hibrid sunt specifice fiecarui sit şi depind direct de resursele disponibile şi cererea de incarcare a regiunii. In ce priveste sistemele hibrid de scara mica, consumul de energie fiind redus, nu este obligatoriu sa fie folosit echipament scump şi capital mare pentru a produce energie. In astfel de cazuri, sistemele de energie hibrida folosite în mod comun în configuratii hibride includ mici turbine de vânt, sisteme fotovoltatice, micro-hidro, generatoare diesel, etc. Pentru stocarea energiei sunt folosite uzual bateriile, dar exista şi alte optiuni care pot fi luate în considerare, cum sunt volanti sau sisteme hidro de stocare a energiei. (Tarta, et al., 2006). Scopul acestor sisteme de mici dimensiuni este de a aproviziona cu energie gospodarii; în acest caz consumul de energie inregistrat pentru casa unei singure familii este relativ mica (folosita numai pentru gatit, şi pentru incalzirea spatiului şi a apei). Configuratia optima a unui sistem hibrid este dependenta de setul unic de conditii tehnice şi economice impus de situl selectat. Un exemplu de sistem hibrid de mici dimensiuni este prezentat în (Ding and Buckeridge, 2000; Tariq Iqbal, 2002), şi este proiectat pentru a alimenta cu energie pentru iluminarea pe timp de noapte a aleilor. Considerind un sistem hibrid mediu, un exemplu tipic este implementarea unui sistem intr-un mediu insular. Caracteristiciile insulei pun la dispozitie mai multe avantaje pentru un caz de laborator de studiere a asfel de sisteme. Tehnologiile de energii regenerabile de scara mica de pe insula reprezinta un procentaj ridicat din productia de energie totala. Insulele reprezinta un sistem izolat, independent şi inchis, care sufera de raritatea apei, dar cu un potenţial eolian ridicat, care trebuie folosit. Energiile solara, a vântului şi a apei şi a valurilor sunt abundante pe toate insulele. Intr-un asfel de caz, integrarea tehnologiilor regenerabile reprezinta o solutie fezabila în pofida costurilor mari impuse. (Papathanassiou, et al., 2003; Protopapas and Papathanassiou, 2004). 3.3.1. Sisteme hidro-eoliene mari Noutatea introdusa de acest tip de sistem este că combinand cea mai atractiva forma de generare a energiei cu cea mai „capricioasa”, rezulta un sistem fără calitati medii; rezultatul este un sistem energetic ecologic valid. Estimam că numarul acestor sisteme va creste rapid şi


HIDROEOL

RST


semnificativ, devenind într-un tip de sistem general. Mai mult, repompand apa în rezervorul superior, în timpul disponibilitatii zilnice este un fapt care conduce la optimizare energetica. Cu alte cuvinte, pompand apa în rezervorul superior cu ajutorul energiei eoliene, ”imblanzim” energia capricioasa a vântului, niveland-o , şi o facem disponibila în perioadele de necesitate. In consecinta, ansamblul hidro-eolian este foarte atractiv în sit-uri hidro-energetice cascadate (Somes, Cris, Hateg, etc), cat timp acestea sunt deja pregatite; şi se presupune că munca de investitie numai montarea staţiilor de pompare. Investitiile făcute în staţiile de pompare sunt importante, fiind obligatorii în sisteme energetice că cel din Romania (vezi figura 3.2), (Institutul National de Statistica, 2006) sau pe continentul european. 3.3.2. Balanţa energetică şi beneficii Pentru a pompa cantitatea de apa Q din lacul inferior în lcul superior (∆h), avem nevoie de pompe cu puterea instalata de:

pump

fapapumpw

hhQgWP

ηρ

⋅

+∆⋅⋅⋅=− 1000

)(][ (4)

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

Dg

vLfh f ⋅⋅⋅

⋅=2

2

(5)

unde: - f – un factor numeric de frictiune - L – lungimea conductei [m] - D – diametrul conductei [m] - v – viteza cursului de apa [m/s]. Puterea vântului Pvant printr-o suprafata S cu o viteza v este: 35.0][ vSWP aervant ⋅⋅⋅= ρ (6) unde: - Pvant – puterea total a vântului care trece prin suprafata S - ρaer – densitatea aerului [kg/m3] - S – aria generata de palele rotorului [m2] - v – viteza vântului [m/s].


HIDROEOL

RST


Numai o parte din aceasta putere este transferata în puterea de la axul motor al turbinei: ][][ WPWP vantturbinaeol ⋅=− η (7) unde: - η - eficienta turbinei şi a cutiei de viteze gearturbine ηηη ⋅= (8) unde: - 59.0=<turbineη - (Betz Law) - gearη - eficienta care contorizeaza pierderile din mecanismul cutiei de viteza. Pornind de la faptul că numai o fractiune de timp (cel mult 30%) viteza medie a vântului poate fi considerata v, şi tinand cont în dimensionarea Pvant, puterea medie pe care putem conta este:

][][ WPFWP turbinaeolovercmedie −⋅⋅= η (9) unde: - Fc –factor de capacitate (<30%) - overη - eficienta care contorizeaza pierderile din scurtele perioade de timp în care productia nu are o incarcare utila (si trebuie sa fie aruncata). Astfel, avem:

c

pumpwturbinaeol F

WPWP

][][ −

− = (10)

In loc de:

overc

pumpwturbinaeol F

WPWP

η⋅= −

−

][][ (11)

intr-un ansamblu non hibrid sau intr-o situatie fără stocare, deoarece 1=overη intr-un sistem energetic integrat hidro-eolian. Aici incarcarea este reprezentata de staţia de pompare care ridica apa în rezervorul superior, pentru a fi refolosita. Cu alte cuvinte

turbinaeolansamblehybridturbinaeol PP −−− </ (12) respectiv în costuri de investitii pentru aceeasi utilitate cheltuim mai putin.


HIDROEOL

RST


3.3.3. Concluzii la Sistemele Hibride Stocarea energiei eoliene, în cazul sistemelor hibrid hidro-eoliene, în acest stadiu de dezvoltare, bazat pe pompatul apei în sit-ri hidro cascadate, deschide drumul spre folosirea energiei eoliene la scara globala. Prin cresterea eficientei cauzata de procesul de pompare apei, transformam cea mai ”capricioasa” sursa de energie ecologica în cea mai ”dezirabila”.

Figura 3.7. Parte a casacadarii hidro Crişuri. staţia de pompare Sacuieu – Dragan Incercăm să vedem în cazul acesta, ilustrat şi în figura nr , ce condiţie rezultă între înălţimea de pompare Hp şi înălţimea de turbinare Ht pentru că acţiunea în sine să fie rentabilă. Pentru a pompa din lacul 1 în lacul 2 cantitatea Q de apa avem nevoie de un lucru mecanic echivalent E = Q*g*Hp, dar intrucat pompa are un randament ηp, energia consumata de pompă, Ep, pentru a pompa aceiaşi cantitate de apă Q la inăţimea Hp este mai mare, adică: (13) unde:

g este acceleraţia gravitaţională, Hp , Ht sunt înălţimile de pompare, respectiv de turbinare. Energia rezultată din turbinarea cantităţii de apă Q din lacul 2 Et este: (14) Această energie trebuie să fie mai mare decât energia consumată cu pomparea, Et > Ep, de unde rezultă că (15)

Q*g*Hp Ep = -------------

ηp

Et = Q*g*Ht

1 Ht > -------------- *Hp ηt * ηp


HIDROEOL

RST


În [2] se consideră produsul randamentelor ηt * ηp cel putin 0,71, atunci daca Ht > 1,4 *Hp rezulta că pomparea apei se face cu un randament supra unitar. De fapt situtia reprezinta cazul ideal de pompare, dintr-un bazin hidrografic în altul. Pomparea din lacul de linistire a CHE în lacul de accumulare a aceleasi CHE se face totdeauna cu un randament subunitar egal cu produsul ηt * ηp. In cazul Sacuieu-Dragan Ht / Hp = 3,19 ceea ce e foarte bine. Proiectantii amenajarii au făcut un lucru foarte inteligent. Trebuie sa se specifice că în cazul ansamblului Sacuieu-Dragan, în care staţia de pompare exista deja, investitiile se reduc doar pentru turbina eoliana. Cu cat ne apropiem mai mult de centrale electrice situate în munti, ne apropiem mai mult de reteaua nationala electrica, unde exista cai de comunicare bune. Aceasta implica o situatie în care conditiile de a combina puterea hidro şi cea eoliana, conduc la un superlativ din punct de vedere economic. Putem anticipa concluziile finale ale temei noastre:

Imaginaţi-vă randamentul energetic al ansamblului Săcuieu- Drăgan – Remeţi

cu pompele de la Săcuieu energizate cu energie eoliană! Acest tip de amenajare hidroelectrică se pretează cel mai bine pentru acumularea energiei eoliene tocmai datorită faptului că turbinarea şi

pomparea sunt independente.


HIDROEOL

RST


4. STABILIREA ARHITECTURII GENERICE A STATIEI PILOT SI A MODELULUI MATEMATIC

4.1. RESURSELE DE VÂNT Pentru proiectarea unei surse energetice bazate pe vânt, principalul parametru este viteza medie anuala a vântului în locatia avuta în vedere. E normal avand în vedere dependenta energiei vântului de cubul vitezei vântului. O amplasare gresita e echivalentul aruncarii la gunoi a 3-4 euro / W instalat (adica la 1Mw instalat inseamna o investitie de 3-4 milioane euro) [1]. Dacă plasam o turbină într-o locaţie cu o viteză medie anuală de 4m/s în locul unei locatii cu 5m/s atunci vom produce 51% din energia care s-ar fi produs în locatia de 5m/s (medie anuală). Prin urmare aceasta studiere a potenţialului eolian este determinantă. Administraţia Naţională de Meteorologie a produs o hartă a potenţialului eolian, pe banii publici, dar care e ţinută secret. Circulă pe net o copie fără valoare, în sensul că nu poate fi folosită de nici un investitor, şi pe care o redăm şi noi în figura 4.1. Alte variante, de aceiasi valoare sunt libere pe net şi sunt redate în figurile z şi y. Aceste referinte sunt fără valoare practica şi pentru că nu specifica modul de intocmire, pe ce baze s-au ridicat, la ce înălţime s-au prelevat masuratorile. Ori e evident că autorii nu dispun de staţii meteo pe o grila de 4 kmp, prin urmare au cumparat datele despre vânt achizitionate prin satelit de NASA sau NOA cu un anumit rastru (corespunzator unui anumit caroiaj) şi le-au corectat şi extrapolat pe baza datelor de măsură proprii. Prin urmare aceste harti daca ar fi corecte şi s-ar preciza baza ar putea servii la pozitionarea grosiera a turbinelor eoliene [2].

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


HIDROEOL

RST


Figura 4.2. Harta cu potenţialul eolian, mai veche, mai grosiera şi fără referinte despre modul de constructie Harta din figura 4.2 se gaseste în mai multe locatii în spatiul virtual, şi figura la un moment dat că fiind produsa în 1992 de catre ICEMENERG. Este aproape identica cu harta potenţiaului eolian afisata de societatea EUROAVIA (figura 4.3), şi aceasta fără vreo mentiune de data elaborarii, de sursa datelor sau de orice alta referinta prin care produsul sa fie credibil.

Figura 4.3. Harta potetialului eolian afisata de societatea EUROAVIA


HIDROEOL

RST


Putem concluziona: 1) este determinanta cunoasterea potenţialului eolian pentru orice investitie, dar datele disponibile sunt precare daca nu mai grav, 2) pe aceste date nicio o banca de investitii serioasa nu ofera credite de dezvoltare a unui proiect de energie eoliana, 3) astfel de harti, fie ele şi credibile (cumparate de la NASA, de la institutul metereologic american sau de la alte firme cum ar AMENOS (Germania) sau METEOSIM Truewind (Spania) care au modelat potetialul eolian al Romaniei, pot servi unui investitor doar pentru a alege zona (regiunea) în care sa caute locatie pentru parcul eolian, şi 4) este absolut necesar, sa se masoare local potenţialul eolian, printr-o staţie montata în locatia selectata. Aceasta concluzie logica e intarita de practica curenta în tarile dezvoltate (Germania, Danemarca, Spania, SUA) în domeniu. 4.2. STAŢIA DE VÂNT HIDROEOL Asa cum am demonstrat, mai sus, pentru amplasarea unui generator eolian intr-o locatie este necesar sa dispunem de viteza medie a vântului în respectiva locatie. Valori în care sa poti fundamenta o investitie se pot obtine doar prin masuratori multianuale (cel putin un an) în locatia respectiva. Dincolo de aceste consideratii generale, în particular şi legat de tema noastra şi de staţia pilot care ne-am angajat sa o edificam este neaparat necesar o staţie de măsură a vitezei vântului pentru corelare şi pentru bilantul energetic al ansamblului hidro-eolian. Fara sa facem aceasta corelatie concluziile finale ale studiului nostru ar sta în „aer”, ar fi „schioape”.

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


HIDROEOL

RST


Sunt resurse de date despre vânt, la intervale şi de 3 ore pe net, gratuite, cum e prezentata în figura z, dar şi aceste date nu sunt utile pentru că avem nevoie de arhiva acestor date pentru corelarea de care vorbeam mai sus, şi asta doar daca trecem peste alt impediment major cel a valorii efective din locatia noastra. In figura 4.4. este redata o harta a vântului, cu date bazate pe sateliti meteorologici, harta ce se actualizeaza din 3 în 3 ore (http://www.findlocalweather.com/weather_maps/wind_speeds_ europe.html). Acest gen de date sunt şi ele irelevante din punctul de vedere a unui investitor sau pentru cazul nostru al dezvoltarii unei staţii pilot hidro-eoliene. Prin urmare staţia pilot a ansamblului Hidro-eolian trebuie dotata cu propria staţie de măsură a vitezei vântului.

4.2.1. Staţia pentru măsurarea potenţialului eolian

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

Figura 4.5. Retea de senzori inteligenti

Dispozitivul de măsură mobil se compune din senzorii de vânt (directie şi viteza a vântului), dintr-un modem inteligent GSM / GPRS. Aceasta structura e prezentata în figura 4.5. Conectivitatea e de tipul stelar şi poate fi asigurata de o firma de telefonie mobila care furnizează conectivitatea GPRS în protocolul VPN. Punctul de acces este pe sediul IPA Cluj, şi serviciul platit e de 64kbps, care e suficient pentru 20 sau 100 de staţii. Ceea ce nu e cazul nostru care a dezvoltat o staţie de măsură şi eventual va dezvolta şi o a doua mai performanta


HIDROEOL

RST


Senzorul inteligent comandat de la distanţă (remote).

Figura 4.6. Modemul intelligent X9100

Senzorul inteligent uneste două anemometre NRG#40 şi un senzor de directie, din aceeasi familie cu un modem GSM GPRS. Schimbând senyorii aceasta unitate poate fi folosita în multe alte domenii cum ar fi: supravegherea alimentării cu apă, măsurarea de la distanţă a consumurilor de energie, şi gaze etc. Printr-o asemenea abordare deschidem calea la multiple aplicaţii industriale şi civile. Modemul inteligent Telit GE 863 sau X9100 are pe langa modemul propriu zis şi un procesor înglobat (embedded). Acest procesor înglobat asigură conversia analog-numerică I-E discrete şi numărătoarte de impulsuri.

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

Figura 4.7. Senzorul de viteza

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

Modulul X9100 consumă la 12V: 2 mA în regim de aşteptare (sleep mode) , 36 mA în regim de măsurare şi 500 mA când datele sunt tranmise prin GPRS. Acest nou senzor inteligent, RTU, va fi alimentat de un panou fotovoltaic care incarca o baterie de 12V de capacitate de 7,2Ah. Această capacitate este acoperitoare pentru 3-4 zile de funcţionare autonomă.

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

inteligent GSM

RTU propriu-zis (prima realizare) este format dintr-un modul Telit GE863 şi un circuit de interfata şi alimentare. Modul Telit GE863 care reprezinta un modem GSM GPRS inteligent, adica avand incorporat un modem cu interpretor Python incorporat. Acest modul are cateva resurse hardware care-l fac interesant pentru genul acesta de aplicaţii mici, cand poate prelua pe langa funcţia de baza de comunicaţie la distanta şi anumite funcţii hard şi soft de interfatare cu anumiti senzori, de exemplu. Acesta este cazul nostru. Circuitul de interfata şi alimentare are rolul de a formata implusurile venite de la senzorii de viteza a vântului şi de a furniza tensiunea de 3,3V de alimentare a modului GE 863. Alimentarea subansamblului se face cu 12Vcc. Schema circuitul de interfata şi alimentare este prezentata în figura 4.8.


HIDROEOL

RST


In figura 4.8 este fotografia primului RTU, actualmente în funcţiune, în care se vede circuitul de interfata şi alimentare (proiectat şi realizat de fostul nostru coleg Nicu Bojor) cu modemul inteligent Telit GE863 inglobat. Programul Python sursa v.1.5, din modem, este prezentat în anexa 1.

Statia meteo experimentala (figura 4.9) a fost pusa în funcţiune la 1 aug 2008, la sediul IPA din Cluj Napoca str. Zorilor nr 15 (46° 45,439N, 23° 34,730E şi înălţime 459m) şi este situata pe terasa cladirii cu un etaj la 4m deasupra. Motiv pentru care vom face o corectura pentru a avea datele la 10m deasupra acoperisului pentru a fi în standardul meteo.

Au fost mai multe perioade în care s-au pus diferite versiuni de soft în scopul cresterii performantei de achizitie, şi vor mai urma. A mai fost intrerupta în luna septembrie, 2 saptamani, la inceput cand s-a incercat alta modalitate de frecventmetru pe modulul Telit GM863. De atunci funcţioneaza, aproape continuu, aşa cum se poate observa şi în aplicaţia Web aferenta proiectului HIDROEOL http://83.103.130.95/Hidroeol/index.aspx.

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

Figura 4.10.

Datele nostre sunt publice, dar

ne rezervam dreptul de a face modificari şi a aduce imbunatatiri până la finele contractului. Problema noastra, şi acestei categorii de staţii, este stalpul de sustinere care în cazul nostru este de 4m deasupra acoperisului cladirii principale a IPA Cluj, (vezi figura 4.10). Ori noi trebuia, conform regulilor [17] sa avem un stalp de măsură la cel putin 10m deasupra celor mai ridicate constructii din zona.


HIDROEOL

RST


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

4.2.2. Aplicaţia soft a staţiei de vânt Hidroeol

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

scripturile Python care rulează pe aceste modemuri. Implementare dialogului prin modemul Python

Modemul contine un script implementat în Python. Acest script realizează următoarele funcţii:

a) Funcţiile de iniţializare a modemului

În această funcţie se introduce codul PIN pentru cartela SIM din modem. Instrucţiunea care face acest lucru este :

MDM.sent(‘AT+CPIN=1234\r’,20). După introducerea codului PIN se configurează contextul PDP (Packet Data Protocol) cu

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

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

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

b)Funcţia de citire date Felul în care se citesc datele depinde de modul în care senzorul transmite datele: • Interfaţă ADC

Pentru a citi datele prin interfaţa ADC (Analog to Digital Convertor) se foloseşte următoarele instrucţiuni:

MDM.send('AT#ADC=1,2\r',20) Val_ADC=MDM.receive(20)

Formatul în care modemul returnează valoarea ADC este: #ADC: 289 OK,

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

• Interfaţa GPIO Interfaţa GPIO este folostă pentru a seta valorile pinilor GPIO din scriptul Python şi pentru a citii valorile pinilor pinilor GPIO. Următoare instrucţiuni se pot folosi în acest sens:

GPIO.setIOvalue(GPIOnumber, value) GPIO.getIOvalue(GPIOnumber)

Pentru a seta direcţia pinilor GPIO (intrare/ieşire) se folosesc următoarele instruţiuni: GPIO.setIOdir(GPIOnumber, value, direction)


HIDROEOL

RST


GPIO.getIOdir(GPIOnumber)

c) Funcţia de transmitere date În prima fază aceată funcţie realizează generarea mesajului care conţine datele de transmis în următoarea formă:

Idmodem_Val1_Val2_Val3_Val4 Următoarea fază este conectrea la calculatorul central. Acest lucru se face prin instrucţiunea:

MDM.send('AT#SKTD=Tip_Socket,Remote_Port,"Remote addres"\r',50)

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

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

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

res = Chat('+++', 'NO CARRIER', 100) La nivel de server s-a implementat o aplicaţie în mediul de programare CVI 8.0, care

preia datele trimise de un RTU, respectiv date despre parametrii meteorologici şi ii insereaza intr-o baza de date numita Hidroeol. Aplicaţia mai realizeaza afisarea în timp real a parametrilor şi permite modificarea parametrilor RTU-urilor, a marimilor, afisarea arhivelor şi efectuarea medierii datelor şi afisarea unor medii a vitezei vântului pe lunile calendaristice.

Programul efectuat în CVI se conecteaza la o baza de date cu numele Hidroel, care contine următoarele tabele: RTU, Locatie, Date, Marime, Parametri.

La initializarea aplicaţiei se efectueaza mai intai citirea din baza de date şi apoi afisarea pe ecran a RTU-urilor deja existente. In interfata grafica se afiseaza şi datele în timp real, corespunzatoare fiecarui RTU.

Comunicarea între modem şi aplicaţia în CVI se face prin intermediul unui Server TCP/IP. Legatura între cele doua se stabileste cu ajutorul unui socket, care este o structura formata dintr-o adresa IP şi un port. RTU-ul transmite datele intr-un format specific – Idmodem_Val1_Val2_Val3_Val4, unde Idmodem este identificatorul modemului iar cei patru parametri sunt valorile specifice pentru fiecare modem. Mentionam faptul că nu este obligator că un modem sa transmita neaparat patru parametri, patru fiind numarul maxim de valori care pot fi transmise. Pentru a putea trata un numar mai mare de RTU-uri se creeaza o lista cu clientii conectati. Dupa realizarea conexiunii dintre modem şi aplicaţie se urmareste identificarea RTU-ului care a transmis pe baza campului Idmodem din formatului receptionat. Pentru a evita blocarea serverului se creaza un thread pentru fiecare client în parte şi apoi se realizeaza citirea propriu-zisa a datelor. Printr-un timer asincron se realizeaza salvarea în baza de date a valorilor parametrilor primiti de la RTU.

Din bara de meniu a aplicaţiei se pot efectua operatiuni de adaugare, de stergere şi de salvare asupra RTU-urilor, accesand Settings ->RTU. Tot din bara de meniu se pot efectua operatiuni de adaugare şi stergere asupra Marimilor, accesand Settings->Marimi. Prin accesarea Archive se poate efectua o vizualizare a arhivelor. Submeniul Mediere permite efectuarea unor calcule de mediere asupra datelor existente în baza de date şi afisarea unor medii ale vitezei vântului în decursul lunilor calendaristice.


HIDROEOL

RST


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

Figura 4.11. – “Fereastra” aplicaţiei de viteza medie

lunara a vântului

Figura 4.12. Interfata (fereastra) grafica principala

Figura 4.13. Roza vânturilor


HIDROEOL

RST


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

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

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

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

Principalul argument adus în acest sens este dat de posibilitatea oferita de bazele de date de a defini datele în afara programului şi de a asigura controlul asupra manipularii acestora. Aceste lucruri sunt realizate cu ajutorul unui sistem de gestiune a bazei de date. Acesta este un sistem de programe care fac posibila definirea, intretinerea şi accesul controlat la baza de date. Un astfel de sistem trebuie sa contina limbajul de definire şi limbajul de manipulare a datelor. Putem aminti următoarele limbaje: SQL sau QBE (limbaje generale), respectiv DBASE, FOX PRO, PROGRESS, PARADOX (limbaje specifice). Avantajele şi dezavantajele folosirii bazelor de date standardizate în aplicaţii software sunt reamintite în cele ce urmeaza. Avantajele ar fi următoarele: controlul redundantei; consistenta datelor; economia de spatiu pentru aceleasi date; controlul integritatii datelor; utilizarea standardelor; da posibilitatea raspunsului la cereri variate şi cu exprimari partial necunoscute în momentul proiectarii; productivitate crescuta; concurenta crescuta; posibilitati crescute de recuperare în caz de eroare. Dezavantaje: complexitate crescuta; costul ridicat al unui sistem de gestiune a bazelor de date; cost crescut rezultat din cerinte de hard; costul trecerii de la un sistem la altul; o eventuala defectiune are un impact crescut.

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

Figura 4.14. Diagrama bazei de date


HIDROEOL

RST


Prin utilizarea acestui server de baze de date se va reduce semnificativ traficul în retea se

vor elimina mecanismele slabe şi fragile pentru tranzactii şi se va imbunatatii suportul pentru concurenta. Totodata prin intermediul acestui sistem se aplica modelul client/server la un nivel superior şi anume cel al aplicaţiilor. Structura bazei de date corespunzatoare sistemului Hidroeol este relativ simpla, fiind compusa din 5 table dintre care 4 contin elemente caracteristice despre dispozitivele utilizate pentru măsurare şi achizitie şi locatiile unde se gasesc acestea (Locatie – locatia fiecarui dispozitiv, Rtu – caracteristicile principale ale dispozitivelor, Parametri – parametrii corespunzatori unui dispozitiv şi Marime – marimile parametrilor achiztionati) şi o tabela Date în care sunt stocate valorile achizitionate de la punctele de măsură din toate locatiile corespunzatoare sistemului Hidreol (Figura 4.14).

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

Cu ajutorul limbajului de definire a bazelor de date (DBDL) definim, pentru fiecare

entitate a modelului, o relatie care include toate atributele simple ale entitatii, obtinandu-se în acest fel schemele relationale:

Relatia Rtu – contine următoarele date

Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu permite valori de tip NULL Identificator – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL Denumire - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL Descriere - atribut de tip nvarchar de 250 de caractere, permite valori de tip NULL Locatie_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatia Locatie

Relatia Locatie – contine următoarele date

Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu permite valori de tip NULL Locatie - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL

Relatia Parametri – contine următoarele date

Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu permite valori de tip NULL Denumire - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL Activ – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL Limita_inf – atribut de tip real, permite valori de tip NULL Limita_sup – atribut de tip real, permite valori de tip NULL Ordine_param – atribut de tip real, permite valori de tip NULL Rtu_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatia Rtu Marime_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatia Marime


HIDROEOL

RST


Relatia Marime – contine următoarele date Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu permite valori de tip NULL Tip – atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL UM - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL

Relatia Rtu – contine următoarele date

Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu permite valori de tip NULL Data – atribut de tip datetime, permite valori de tip NULL Val_param - atribut de tip real, permite valori de tip NULL Locatie_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatia Parametri

Consistenta datelor dintr-o baza de date presupune că numai datele valide sa fie introduse

în baza de date. Daca din anumite motive se executa o tranzactie care incalca regulile de consistenta ale datelor, tranzactia va fi anulata şi baza de date va fi adusa la o stare de consistenta data de regulile acesteia. Pe de alta parte, daca o tranzactie se executa cu succes, va duce baza de date dintr-o stare de consistenta cu anumite reguli, intr-o alta stare care este consistenta în raport cu aceleasi reguli. Consistenta unei baze de date trebuie asigurata la nivelul fizic şi logic al unei baze de date. Consistenta datelor realizata la nivelul fizic este asigurata prin crearea tabelelor de date în cazul bazelor de date care sa fie citite de SGBD-ul cu care se lucreaza. Este asigurata atata timp cat fisierele de date fizice nu sunt avariate. Consistenta datelor realizata la nivelul logic al arhitecturii unei baze de date se refera la faptul că tabelele bazei de date contin date valide. Acest lucru poate fi asigurat în unele cazuri de SGBD (de ex. în cazul datelor de tip datetime inserarea în tabele se face numai atunci cand data este corecta din punct de vedere calendaristic), iar în alte cazuri de restrictiile impuse de programator. Cat timp bazele de date stocheaza cantitati mari de informatii care vor fi exploatate prin interogari se impune că aceste date sa fie corecte. Tehnicile care stau la baza consistentei unei baze de date sunt: cheile primare care impun constrangeri de unicitate, cheile straine care impun constrangeri de regasire a informatiei, gestiunea tranzactiilor care asigura controlul concurentei şi rezistenta la defecte. Constrangerile impuse pentru asigurarea consistentei unei baze de date pot fi definite la nivel de tabela sau la nivel de coloana dintr-o tabela în cadrul bazelor de date relationale. Constrangerile la nivel de coloana trebuie definite imediat după specificarea tipului de data pentru coloana respectiva, ele facand parte din definitia coloanei. Ordinea de specificare a constrangerilor este arbitrara. Constrangerile la nivel de tabela pot fi specificate oriunde în definitia tabelei.

Baza de date Hidroel are definite următoarele constrangeri pentru asigurarea consistentei datelor din baza de date: interzicerea valorilor de NULL pentru o coloana (in special pentru coloana care contine cheile primare ale tabelelor), unicitatea şi valoarea de NOT NULL a valorilor unei coloane care este cheie primara, unicitatea valorilor unei sau mai multor coloane care formeaza cheia candidata.

La nivelul bazei de date sunt dezvolate anumite mecanisme cum ar fi proceduri stocate sau view-uri prin care se permite exploatarea bazei de date pentru a obtine cele mai bune rezultate dar totodata pentru a asigura o interactiune ideala între aplicaţia sistemului Hidroeol şi serverul de baze de date. Proiectarea bazei de date corespunzatoare sistemului a fost realizata în stransa legatura cu specificatiile pe care trebuie sa le indeplinesca aplicaţia sistemului Hidroeol cu scopul de a satisface cat mai prompt şi eficient cerintele utilizatorului final.


HIDROEOL

RST


Din dorinta de a oferi un acces cat mai securizat şi de a atinge un public tinta cat mai mare pentru exploatarea bazei de date corespunzatoare sistemului Hidroeol s-a realizat o aplicaţie Web (Figura 4.15) prin intermediul caruia utilizatorul poate realiza anumite studii de fezabilitate pentru diferite zone din dorinta de a dezvolta diferite sisteme hibride hidro-eoliene. In momentul de fata aplicaţia Web gestioneaza datele achizitionate doar în Cluj-Napoca şi permite accesul on-line la acestea. Aplicaţia Web prin intermediul datele achizitionate permite realizarea unor staţistici pe baza carora se poate observa variatia parametrilor achizitionati de la entitatile de tip RTU amplasate în sistem.

Aplicatia WEB Pentru a permite accesul on-line a utilizatorilor la datele stocate pe serverul de baze de

date s-a utilizat serverul Web Microsoft IIS (Internet Information Services) versiunea 6.0. Acesta reprezintă un server Web foarte eficient, disponibil în cadrul tuturor versiunilor de Microsoft Windows Server 2003, care asigură o infrastructură foarte sigură, scalabilă, şi totodată uşor de manipulat, destinată aplicaţiilor Web. IIS 6.0 permite lansarea unor aplicaţii Web, într-o manieră rapidă şi facilă, şi totodată asigură o platformă de înaltă performanţă dedicată aplicaţiilor dezvoltate în medii că şi Microsoft ASP.NET şi Microsoft .NET.

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

Figura 4.15. Interfata principala a aplicaţiei Web Hidroeol


HIDROEOL

RST


IIS (Internet Information Services) transformă un computer îintr-un server web care oferă

servicii de publicare WWW (World Wide Web), servicii FTP (File Transfer Protocol), servicii SMTP (Simple Mail Tranfer Protocol), şi servicii NNTP (Network News Transfer Protocol). IIS se poate utiliza pentru gazduirea şi managementul site-urilor web şi a altor continuturi Internet odata ce se obtine o adresa IP, se inregistreaza domeniul pe un server DNS (Domain Name Server), şi se configureaza reteaua în mod corespunzator.

Pentru realizarea aplicaţiei Web care să împlementeze funcţiile descrise mai sus, s-a ales mediul de dezvoltare Visual Studio .NET. În mediul de dezvoltare Visual Studio .NET permite implementarea de aplicaţii .NET acesta fiind în strâns integrat cu .NET Framework şi cu run-time-ul .NET. Aplicaţia Web .NET implementată este independentă de mediul de dezvoltare ceea ce îi creşte portabilitatea atât a aplicaţiei cât şi a codului sursă. Aplicaţia care s-a realizat prin natura sa este o aplicaţie deschisă care permite realizarea uşoară de modificări şi de îmbunătăţiri.

.NET prezintă integrare inter-limbaj şi tratare a excepţiilor, sevicii de depanare şi profilare, securitate inbunătăţită, lucru mai eficace cu versiunile şi instalare la beneficiar mai eficientă. El oferă un model cu totul nou pentru interacţiunea între componente şi biblioteca de clase - .Net Framework. .NET unifică modelul de programare, făcând din alegerea limbajului o problemă în principal de preferinţa personală. Astfel la dispoziţia tuturor aplicaţiilor .NET stă o singură bibliotecă de clase, comună, coerentă şi elegantă.

Aplicaţiile Web .NET sunt realizate cu ajutorul uneltelor ASP.NET şi ADO.NET ale tehnologiei .NET. Accesul şi prezentarea datelor reprezintă funcţiile principale cale trebuie să le îndeplinescă o aplicaţie Web. De aceea având în vedere faptul că aplicaţia care s-a implementat are funcţii de preluare, şi vizualizare de date necesită utilizarea unei infrastructuri care să ofere legare automată între sursele de date şi elementele din aplicaţie. În .NET, mai multe controale eficiente legate la date ne premit să asociem cu uşurinţă rânduri de date cu elemente HTML precum listele autoderulante sau tabelele. Capacitaţile ASP.NET şi ADO.NET sunt evidente când folosim controale server în contextul aplicaţiilor Web. Controalele legate la date şi codul pentru gestiunea datelor sunt folosite în acelaşi mod indiferent de modelul de programare. – Windows Forms, Web Forms sau chiar servicii Web.

Acesta tehnologie are multe avantaje atât pentru programator cât şi pentru utilizatorul final. Astfel principalele avantaje care le prezintă utilizatorul unui website implementat în ASP.NET sunt: funcţionalitate sporită în manipularea bazelor de date, aplicaţii web mai rapide şi eficiente, protecţia impotriva „scurgerilor de memorie” şi a erorilor şi suport pentru diverse limbaje de programare.

Statia de preluare a datelor despre vânt a fost proiectata şi realizata fizic inca de la 1 aug 2008, şi funcţioneaza în continuare pe cladirea institutului nostru. Urmeaza că în faza 3, la inceput sa montam o a doua staţie de preluarea datelor despre vânt la CHE Floresti (sau în alt loc) unde se va dezvolta pilotul ansamblului hidro-eolian. A doua staţie se realiza cu modulul X9100 Warwick, şi va fi complet independenta energetic. Vom folosi un panou solar de 50W şi o baterie de 38Ah.

4.2.3. Credibilitatea datelor noastre

Ziua de 6 oct 2008 a fost o zi în care vântul s-a făcut simtit, o buna ocazie de a compara

datele noastre cu alte resurse despre vânt în zona Europei. Iata mai jos datele culese de staţia proprie, în aceasta zi pe ore (evolutia grafica din figura 4.16):


HIDROEOL

RST


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

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


HIDROEOL

RST


Să comparăm datele nostre cu alte două baze de date, achiziţionate prin sateliţi meteorologici şi disponibile un interval de timp mai indelungat (circa 10 zile). Fiind un fenomen mai degraba „global” decât unul „local”, cel putin în anumite limite geometrice, chiar daca staţia noastra e situata în cartierul Zorilor şi staţia meteo care a concurat la datele IWINDSURF e în cartierul Gruia se poate observa o buna relatie de asemanare a profilului între cele doua inregistrari, dar şi apropiere a valorilor efective.

O alta resursa de date disponibila un timp mai indelungat am gasit site-ul AccuWeather Inc. şi aceste resurse sunt obtinute de la sateliti. Conform acestor date în aproape toata Romania viteza medie, în data de 6 oct ac a fost de maximum 5mile/h adica 2,2m/s. Daca în cazul nostru putem vorbi de vânt de 8-10m/s, cu intensificari de 12m/, confirmate de simturile noastre dar şi de inregistrarile Iwindsurf, ceea ce ne ofera AccuWeather e departe, e foarte departe.

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

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

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

Pe site-ul NASA http://eosweb.larc.nasa.gov oricine poate face o cerere date despre vânt sau meteo şi va primi arhivele pe ultimii 10 ani! Ceea ce ar fi grozav daca... Dar rezolutia este de 1° geografic, adica fără relevanta din punctul de vedere al nui investitor. In anexa 2 am listat


HIDROEOL

RST


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

Figura 4.19. Datele medii anuale de pe site-ul

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

and historical weather for 16439 cities worldwide, searchable by city, state,

country or ZIP code)

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

Figura 4.20. Dependenta viteza vântului de înălţime

Mai apare o problema, care o semnalizam şi apoi incercam sa o solutionam, şi anume înălţimea la care se masoara viteza vântului. Nu luam în calcul pozitii, în general joase, care sunt afectate de turbulente şi prin urmare că masuratori sunt irelevante din punctul de vedere al stabilirii potenţialului eolian. Dar din punct de vedere al realizarii unei staţii de măsură competitive şi relevante ar trebui sa avem o înălţime de măsură la cel putin 10m (daca nu 12m) deasupra celui mai ridicat punct pe o raza de 300m. Statiile terestre meteo, clasice masoara viteza vântului la 10m înălţime.


HIDROEOL

RST


Si nu este cazul nostru, al punctului de măsură de pe cladirea Ipa Cluj Napoca care e doar la 8m înălţime, pe deoparte. Pe de alta parte la intocmirea unui profil, vezi şi [27], trebuie sa legam datele culese de înălţimea de măsură şi sa aplicam. Prin urmare vom face o corectie că sa fim în cazul standard acceptat pentru staţiile terestre clasice aplicand legea

V(z) = Vmas* ln (z/z0) / ln (zmas/z0) (1) unde:

V(z) – este viteza la înălţimea z, Vmas - este viteza la înălţimea zmas z0 – este lungimea asperitatilor la înălţimea la nivelul solului

sau legea echivalenta V(z) = Vmas * (z/zmas)α (2)

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

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

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

Figura 4.21. Corectia de viteza în cazul valorilor masurate pe staţia IPA

Cluj-Napoca.

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

exclusiv pe date masurate la staţii meteo din toata lumea în conditii diferite (la diferite înălţimi de 10m, 20-80m şi de 80m) refac harta globala în punctele de măsură (doar în punctele de masura) la 80 m înălţime deasupra solului. Scopul acestui studiu a fost acela de a evalua potenţialul vântului la nivelul planetei la înălţimea de 80m, ce corespunde generatoarelor eoliene mai mari de 1,5Mw. Turbinele eoliene de 1,5Mw e au diametru palelor de 77m. Rezultatele concise pentru Europa la nivelul anului 2000, la înălţimea de 80m, sunt concentrate în harta color mai jos. Din Romania cu date au participat 9 staţii meteo, care au dat masuratorile proprii la 10m înălţime (probabil). Este mai mult decât simptomatic acest studiu californian, avand probabil protocoale cu diferite staţii terestre din toata lumea au preferat sa refaca potenţialul eolian la 80m, de jur imprejurul lumii bazandu-se eclusiv pe masuratori certe!! Este o alta dovada, indirecta, a perceptiei corecte a autorilor acestui studiu, motiv pentru care investitorii şi bancile finantatoare cer buletine de masuratori multianuale, bazele de date obtinute pe satelit sunt de „orientare” în spatiu. Evident inafara bazelor de date, sunt şi diagramele tuturor continentelor aşa cum e prezentata Europa în figura 4.22.


HIDROEOL

RST


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

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

Figura 4.23. Variatia vitezei vântului cu înălţimea.


HIDROEOL

RST


4.3. ARHITECTURA ANSAMBLULUI HIDRO-EOLIAN

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

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

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

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

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

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

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

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


HIDROEOL

RST


În figura 4.24 am schitat arhitectura generica a unui ansamblu hidro-eolian diversificat, de putere mare. Diversificat în sensul că pe langa staţia de pompare pot coexista şi alte forme majore de conservare cum ar fi staţii de aer comprimat sau boiler cu schimbator de caldura. Fiind vorba de o arhitectura generica pentru puteri semnificative e putin probabil că toate componentele sa fie în acelasi loc, prin urmare intr-o asemenea arhitectura trebuie sa figureze şi reteaua de transport cu componentele sale de transformatoare ridicatoare, respectiv coboratoare de tensiune.

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

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

Plecand de aici, cand trecem la arhitectura staţiei pilot, pe care vom strange date, trebuie

sa pastram legatura cu arhitectura unui ansamblu hidro-eolian de mari dimensiuni, tocmai pentru a putea face pasul invers şi a aprecia bilanturile energetice pentru sisteme mari. Daca nu avem în vedere acest lucru, s-ar putea că pe baza datelor pilot sa nu putem sustine coerent şi logic un model a unui/unor ansambluri hidro-eoliene de mari dimensiuni. De asemenea va trebui sa avem în vedere distributiile reale ale vântului în zona noastra de interes şi oriunde vom dori sa instalam parcuri sau centrale eoliene. Modelul pe care vom acorda funcţia de transfer globala, adica resurse de vânt, distributia resurselor de vânt, turbina şi generatorul eolian, unitatile de conservare (statie de pompare, staţie de aer comprimat, incalzitor de apa) şi randamentul de uzinare a apei conservate în bazinul superior este prezentat în figura 4.26. In mod particular, aici la CHE Floresti I sau II înălţimea de pompare hp este identica cu înălţimea de turbinare ht. Dar daca noi vom merge, prin semnarea unui acord cu HIDROELECTRICA la Floresti, mergem pentru că altceva mai bun nu avem, nu


HIDROEOL

RST


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

Figura 4.26. Ansamblul modelului staţiei pilot Hidro-eol.

Interpretarea /citirea modelului

Pana vom ajunge lastrangerea primului set de date credibil că sa incepe prima modelare,

în vederea operatiilor iterative de acordare putem avea deja o prima apreciere: Putem cauta randamentul global: η = energia utila din apa urcata de pompa în bazinul superior

energia vântului dar e un non sens pentru ca: stim deja aplicand Betz că vom avea 59%, stim deja că facand produsul randamentelor tuturor subansamblelor turbinei şi generatorului eolian cu randamentul Betz avem un randament plecand de la energia vântului de 40-44%. Acest randament ni-l da chiar constructorul turbinei. Ori acest 40-44% din energia vântului il avem daca avem generator eolian sau nu-l avem daca n-avem generator. Deci e logic că despre aceasta catime de energieeoliană intrata în ansamblul hidro-eolian vorbim. şi aceasta catime o gandim, cum trebuie conservata că sa avem maximum de randament.

Plecand de aici, daca facem produsul randamentelor pompei, conductei (scadem pierderile din conducta) şi randamentul de uzinare a apei în CHE ajungem la: ηtotal = ηp * ηcond * ηt = 0,80*0,80*0,80 = 51% (4)

Dar daca vom aplica acest lant la amenajarea Sacuieu-Dragan-Remeti, vom avea

randament peste 100%. Mai precis . Acest gen de utilizare am urmărit de la INCEPUT şi vom urmări până la final. Evident discutand de nivele mari de energie acestea vor fi vehiculate prin SEN aja cum am inceput (vezi figurile 4.24 şi 4.25).


HIDROEOL

RST


5. ELABORAREA PROPRIU-ZISĂ A MODELULUI

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

Trebuie sa mentionam că problema subansamblelor redresor-baterie de accumulatori-invertor se pune în acest caz, la asemenea dinensiuni energetice, dar la ansambluri de dimensiuni mari (>30Kw) nu se pune; la asemenea dimensiuni generatorul eolian se sincronizeaza direct cu reteaua în care debiteaza şi aceste blocuri 3 şi 4 nu exista. Acesta ar mai fi un motiv că la scara pilotului sa evitam şi aici aceste blocuri, desi vom pierde la randament. şi ar trebui sa cautam o solutie de a reduce pierderile care vor aparea la desele opriri şi porniri datorate caracterului vântului, pierderi pe care modulele 3 şi 4 le-ar „integra”, sau le-ar reduce şi ar fi mai putin stresante la propriu pentru echipamentele din aval, adica a consumatorilor (6).

Asa cum am stabilit la finele capitolului precedent sa pastram cat mai mult echivalentele între pilotul de 10Kw şi ansamblurile de zeci şi sute de Mw. Acest lucru e posibil daca vom diversifica solutiile de conservare folosind şi incalzirea rezistiva care poate fi făcuta şi la viteze mici ale vântului cand ce scoate generatorul eolian e insuficient pentru energizarea pompei de conservare.

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

In figura 5.1 se prezintă ansamblu pilot hidro-eolian pe care se vor face testele de durata pentru modelarea unor ansambluri hidro-eoliene de mare putere. Blocurile 3 şi 4 - redresor - baterie – invertor, avand în vedere preturile (4000 euro o baterie de accumultoare de 120Vcc / 200Ah, respectiv 6000-8000 euro pentru un invertor de 5Kw) s-ar putea sa fie omise. In acest caz, eventual, va trebui sa migram la o schema mai redusa, dar a carei proiectare cere în schimb mai multa acuratete. Ce probleme se pun în acest caz? Sa conectam direct pompa cu generatorul turbinei fără a mai subansamblu redresor-baterie-invertor, sa folosim o pompa submersibila fără a mai adauga schme de amorsare şi de pornire (stea - triunghi sau soft starter). Datele de proiectare ale staţiei pilot sunt:


HIDROEOL

RST


1) Suntem în situatia unei locatii CHE Floresti (zona Cluj) cu valori scazute a vitezei vântului, 2) Din motive costuri - sa conectam moto pompa direct la generatorul eolian, 3) Inaltimea de pompare e de cel putin 20m (CHE Floresti I - 17m, Florest I - 7m ) 4) Pompa submersibila trifazata de 3Kw şi 3,5mc/h - capabila sa lucreze şi la tensiuni de ~ 100V

şi 20Hz 5.1. PROIECTAREA ANSAMBLULUI HIDRO-EOLIAN

5.1.1.Turbina şi generatorul eolian

Puterea vântului este proportionala cu cubul vitezei vântului, şi puterea disponibila intr-o sectiune

traversata de vânt în wati este Pv = ½ *ρ * V3 * S respectiv puterea de iesire din generatorul eolian: Pe = η* Pv, unde:

ρ este densitatea aerului în Kg/mc (~0,29kg/mc), S este suprafata maturata de elicele turbinei, V este viteza vântului în m/s, η este randamentu ansablului turbina&generator eolian în %.

Conform legii lui Betz se poate extrage cel mult 59,2% din energiaeoliană care traverseaza suprafata unei turbine eoliene; de asemenea randamentul de transformare maxim teoretic a unei elice e în jur de 86%. Rezulta un randament maxim de transformare a energiei cinetice a vântului în energie mecanica de 50,9%. La acest randament mai trebuie adaugat randamentul generatorului electric şi alte pierderi. Practic randamentul intregului lant elice, turbina, generator electric ajunge la 40 - 44%. Ansamblurile mari ating randamente de 44%, cele mici 40% şi sub. Puterea electrica la iesirea unui ansamblu turbina generator eolian, funcţie de viteza vântului, şi în limitele randamentelor practice, este prezentata în tabela 5.1.

Tabela 5.1. vant Puterea utila la esire [w] Observatii

viteza [m/s] putere [w] 40% 44% 1 4 0 0

vit< vit pornire 2 29 0 0 3 97 39 43

P ~ V3

4 231 92 101 5 450 180 198 6 778 311 343 7 1,236 494 544 8 1,845 738 812 9 2,627 1,051 1,156 10 3,604 1,442 1,586 11 4,797 1,919 2,111 12 6,228 2,491 2,740 13 7,918 3,167 3,484 14 9,889 3,956 4,351 15 12,163 4,865 5,352 16 14,762 5,905 6,495

franare progresiva la Pnominal până la viteza de supravietuire

17 17,706 5,905 6,495 18 21,018 5,905 6,495 19 24,719 5,905 6,495 20 28,831 5,905 6,495 5,905 6,495

viteza de supravietuire

5,905 6,495


HIDROEOL

RST


Dupa cum se vede este o viteza minima de pornire (Cut in) şi o viteza maxima (Cut off) între care o turbina funcţioneaza. De regula la aproximativ 10-15 m/s turbina livreaza puterea la care e dimensionat generatorul subansamblului turbina&generator. Prin urmare oricat ar creste viteza vântului sau mai bine zis cubul vitezei vântului, generatorul e proiectat la o anumita putere care nu poate fi depasita. Deci peste viteza la care generatorul isi atinge puterea maxima (nominala) constructorul introduce diferite modalitati de franare a butucului paletelor. şi aici incepe diferentierea între constructuri, între performante şi costuri.

Ne referim la turbinele de putere mica, sub 25Kw, intrucat la cele mari şi relativ scumpe lucrurile sunt mai complicate şi oricum nu ne privesc. La turbinele mici sunt diferite tehnici de franare, de la frane de protectie a ansamblului mecanic prin inclinarea axei turbinei (furling) până la controlul unghiului de atac a paletelor elicei. Astfel rezulta o serie de subansambluri eoliene cu diferite curbe de putere (vezi figura 5.2).

Curba de putere a subansamblului Joliet de 5Kw, care este un suban-samblu ieftin şi care nu are integrate dispozitive de modificare a unghiului de atac a paletelor pentru men-tinerea puterii nominale la viteze ridicate ale vântului. Exact cand ai avea vânt puternic, > 15m/s ( 54km/h) subansamblu se „protejeaza” inclinandu-se şi micsorand aria maturata de vânt, iar puterea scade la 2Kw. Este o investitie proasta sau scumpa daca faci rapotul între ce primesti şi ce ai investit.

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

Curba de putere a

subansamblului Fortis de 10kW, care este tot un sub-ansamblu ieftin şi care nu are integrate dispozitive de modificare a unghiului de atac a paletelor pentru men-tinerea puterii nominale la viteze ridicate ale vântului. Daca la 10-11 m/s scoate 10Kw, la 16m/s scoate doar 3Kw.

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


HIDROEOL

RST


Curba de putere a subansam-

blului EOLTEC de 6kW (Scirocco), care este un subansamblu scump şi care are integrate dispozitive de modificare a unghiului de atac a paletelor pentru mentinerea puterii nominale la viteze ridicate ale vântului. Puterea nominala e men-tinuta până la viteza de supravietuire a acestei turbine care e la 60m/s ( 216Km/h). Subansamblu e mai scump, dar per total este o investitie mai ieftina. Cu aceste date suntem în pozitia de a alege în cunostiinta de cauza turbina ideala prin prisma raportului performante pret.

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

5.1.2. Tipuri de generatoare

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

turbinele eoliene [6] pe care le descriem sumar în continuare: 1. Generatorul asincron cu rotor în scurtcircuit

Figura 5.5.

Acesta foloseste rotorul „colivie de veverita” (sau în scurtcircuit) şi reprezinta cea mai veche tehnologie. Acest generator se leaga direct la retea. Cuplarea generatorului cu turbina se face prin intermediul unei cutii de viteze. Generatorul nu-si poate alimenta curentul de excitatie necesar pornirii, care trebuie fie furnizat de retea, fie „intors” prin capacitoare. Acest tip de generator nu poate fi reglat în putere, tensiune sau frecventa. Generatorul asincron participa la inertia sistemului energetic în maniera în care o face motorul asincron.


HIDROEOL

RST


2. Generatorul asincron cu rotorul bobinat şi inele colectoare.

Figura 5.6.

Acest tip de generator în termi-nologia engleza este cunoscut sub denumirea de Asynchronous – double fed Induction Genera-tors. La acest tip bobinele rotorului sunt accesibile în exterior prin intermediul unor inele colectoare. Cuplajul între turbina şi generator se face prin intermediul unei cutii de viteze. Curentul prin rotor este reglat prin intermediul unui invertor. Acest cost suplimentar se traduce în avantajul generatorului de a putea lucra pe un domeniu larg de viteze. Prin acest tip de generator se pot regla puterea, tensiunea şi frecventa. Generato-rul contribuie la inertia siste-mului energetic la care este cuplat.

3. Generatorul sincron – nesincronizat

Figura 5.7.

Acest tip de generator foloseste, de regula magneti permanenti. Generatorul e cuplat direct la turbina fapt ce permite sa lucreze pe un domeniu larg de viteze. Extragerea de energie facandu-se cu un randament mai bun. Dar cum frecventa este variabila pentru cuplarea generatorului la retea se foloseste un invertor. Acestui ansamblu i se poate regla frecventa, puterea şi tensiunea. Datorita prezentei electronicii de putere în statorul generatorului acest tip de masina nu contribuie la inertia sistemului energetic.


HIDROEOL

RST


4. Generator sincron sincronizat

Figura 5.8.

Generatorul sincron standard este cuplat la turbina prin intermediul unei cutii de viteze cu raport variabil. Teoretic acest ansamblu ar trebui sa depaseasca probleme-le de reglare a frecventei, tensiunii şi puterii reactive. La aceasta data cutiile de viteze cu raporturi variabile sunt departe de a fi sigure şi fiabile. Astazi sunt putine generatoare în servi-ciu în aceasta tehnologie.

5.1.3. Alegerea ansamblului turbina – generator

Pentru puteri mici, sub 25kw, în scopuri locale, se foloseste, de regula, ansamblu cu

generatorul sincron nesincronizat (cazul 3); acest generator are rotorul cu magneti permanenti şi e mic, compact şi eficient.

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

i)constrangerile financiare ale proiectului, şi ii)costurile unei turbine eoliene puse în funcţiune (turbina propriu-zisa reprezinta aproximativ 30-33%),

putem avea în vedere pentru staţia pilot fie un ansamblu de 1kW (care va fi instalat la UTCN), fie o a doua staţie pilot în colaborare cu Hidroelectrica Cluj la CHE 1 sau 2 din Floresti (judetul Cluj). Aceasta varianta ceva mai mare (până în 5Kw) alimenteaza o pompa de 2,7 – 3kW pentru conservarea energiei eoliene prin pompare. Pentru acest caz am luat în considerare principalele firme din domeniul turbinelor mici (<25kw) adica Eoltec, Proven, Iskra, Joliet Fortis şi Landsberg) doar primele 3 au tehnici de franare competitive (reglarea unghilui paletei la viteze mari) pentru mentinerea puterii în domeniul vitezelor ridicate (vezi fig. 5.4). Celelalte 3 Joliet, Fortis şi Landsberg sunt ieftine şi „proaste”, caracteristica lor de putere arata în genul celei ale firmei Joliet prezentate în figura 5.2. Tabelul 5.2. Prezentare comparativa pret/performanta a principalelor turbine de 5-10kw

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

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

4990 transport price (euro) 815 ? 0 Fundatie & montare 5000 5000 5106 2450 Pretul total (euro) 18295 0 21696 14430


HIDROEOL

RST


La datele ce le avem în acest moment, fise tehnice şi facturi proforma şi la nivelul

cunostiintelor specifice la care ne-am ridicat alegerea rationala este între Eoltec şi Proven. Nu detinem date financiare despre ISKRA care din punct de vedere tehnic ar corespunde. Pentru a incheia ciclul de proiectare, în aceasta faza, consideram că dispunem de subansamblu Turbina&generator Scirocco 6Kw de la firma EOLTEC, care satiface cerintele initiale şi completeaza datele initiale ale temei de proiectare. Tensiunea de esire din generator e variabila că valoare şi frecventa, constanta acestui generator e de 4,6Vca/Hz. Intre 120 şi 220 rpm la butucul (rotorul) generatorului, avem la esire o tensiune între 110,4Vca / 24Hz şi 230Vca / 50Hz.

Tabelul 5.3. vant Puterea utila la esire [w] Observatii

viteza [m/s] putere [w] 40% 44% 1 15 0 0

vit< vit pornire 2 118 0 0 3 400 160 176

P ~ V3

4 947 379 417 5 1,850 740 814 6 3,196 1,278 1,406 7 5,075 2,030 2,233 8 7,576 3,030 3,333 9 10,787 4,315 4,746

nr pale 2 3 3 3 diametru pale [m] 5,6 5,4 5,5 6,4 viteza de rotatie [rpm] 80-245 200 variabila 200 putere [kw] 6,5 @ 240rpm 5 @ 11m/s 6 @ 12m/s 5 @ 10m/s energie anuala la 4m/s [MWh] 6 4,75 5.2 2,8

energie anuala la 6m/s [MWh] 15 13 14

generator sincron, magnet

permanent

alternator, magnet

permanent

brushless, magnet

permanent

cuplare butuc-generator directa directa directa directa

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

limita de viteza 60m/s upper limit of wind 70 m/s 15 m/s

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

tehnica de franare pitch electrodinamic mechanical brake furling

Greutate turbina [kg] 202 weight 400 325

Tensiunea de esire 3x var.

amplit & var. frecv

3x voltage 48Vdc/300v 240Vcc

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

Greutate pilon [kg] 800 tower weight 360kg/9m 1300kg/12m 656kg/15m


HIDROEOL

RST


10 14,797 5,919 6,511

11 19,695 5,919 6,511 12 25,569 5,919 6,511 13 32,509 5,919 6,511 14 40,603 5,919 6,511 15 49,940 5,919 6,511 16 60,608 5,919 6,511

franare progresiva la Pnominal până la viteza de supravietuire

17 72,697 5,919 6,511 18 86,296 5,919 6,511 19 101,492 5,919 6,511 20 118,375 5,919 6,511 6,511

viteza de supravietuire 5,919 6,511

Plecând de la aceste date şi de la dependenţa turaţiei la butuc funcţie de viteza vântului în

tabelul de mai jos calculam tensiunea, frecventa de esire funcţie de viteza vântului sau de turaţia rotorului:

vant Scirocco 6 Kw (12 poli) Tabelul 5.4.

viteza [m/s]

putere [w] Putere

rpm la butuc

Tensiune

[Vca] Frecv [Hz]

1 4 0 0 0 0 2 29 0 0 0 03 97 160 80 74 164 231 379 100 92 205 450 740 120 110 246 778 1,278 140 129 287 1,236 2,030 160 147 328 1,845 3,030 180 166 369 2,627 4,315 200 184 4010 3,604 5,919 220 202 4411 4,797 5,919 240 221 4812 6,228 5,905 245 225 4913 7,918 5,905 245 225 4914 9,889 5,905 245 225 4915 12,163 5,905 245 225 4916 14,762 5,905 245 225 49 17 17,706 5,905 245 225 49 Turatie (rpm) = Funcţie(v(m/s))

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

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

18 21,018 5,905 245 225 4919 24,719 5,905 245 225 4920 28,831 5,905 245 225 49

viteza de supravietuire 5,905 245 225 49

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


HIDROEOL

RST


independent nu va funcţiona iar energia produsa la viteza joasa a vântului se va pierde. Nu va trece de pragul de amorsare a pornirii electrice a pompei. şi atunci, bilanturile energetice vor omite energia care s-ar fi produs şi folosit la aceste viteze mici ale vântului care sunt dominante, iar rezultatele nu vor da un „raport” corect despre acest prim bloc al staţiei pilot. Motiv pentru care, ideea de baza de la care am plecat - ansamblu hidro-eolian se va diversifica în sensul că mai adaugam o modalitate de conservare a energiei vântului şi anume incalzirea directa prin rezistoare de putere (blocul 6.2) din arhitecturile ansamblului.

5.1.4. Pompa hidraulică

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

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

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

viteza [m/s] Putere rpm la butuc

Frecv [Hz]

P pompa(f) (w)

Q(f) [mc/h]

1 0 0 0 0 0.00 2 0 0 0 0 0.00 3 160 80 16 307 0.96 4 379 100 20 480 1.20 5 740 120 24 691 1.44 6 1,278 140 28 941 1.68 7 2,030 160 32 1,229 1.92 8 3,030 180 36 1,555 2.16 9 4,315 200 40 1,920 2.40 10 5,919 220 44 2,323 2.64 11 5,919 240 48 2,765 2.88 12 5,919 245 49 2,881 2.94 13 5,919 245 49 2,881 2.94 14 5,919 245 49 2,881 2.94 15 5,919 245 49 2,881 2.94 16 5,919 245 49 2,881 2.94 17 5,919 245 49 2,881 2.94 18 5,919 245 49 2,881 2.94 19 5,919 245 49 2,881 2.94 20 5,919 245 49 2,881 2.94

viteza de supravietuire 5,919 245 49 2,881 2.94

Una din pompele posibile care satifac exigentele noastre este pompa Lowara 4GS30 cu

motor trifazat în stea 4OS30T23 care asigura la puterea nomila 3mc/h şi poate porni la o presiune 7nari (70m coloana de apa), submersibila.

Pompa submersibila aleasa poate fi pornita în sarcina (20 m coloana de apa) daca viteza vântului depaseste 8m/s, adica generatorul furnizeaza 3Kw, la o turaţie de 180 rpm; în termeni


HIDROEOL

RST


electrici asta inseamna că furnizeaza peste 3 x 166Vca la 36Hz. Odata pompa pornita ea poate funcţiona şi la tensiuni maio joase, şi evident la frecvente mai joase. Din anumite experiente, cat şi din datele tehnice ale pompei alese, ne asteptam că pompa odata pornita sa pompeze în continuare chiar daca viteza vântului scade până spre 5 m/s; în termeni electrici, ai tensiunii generatorului eolian la 5m/s asta inseamna 3x 110Vca la 24Hz.

Distributia reala a vântului

Figura 5.9. Distributia vântului conform datelor culese cu staţia proprie

5.1.5. Concluzie importantă privind alegerea turbinei

Examinand cu atentie distributia vântului la sediul IPA incepand din 1 august până în

data de 24 octombrie ac se ridica cateva semne de intrebare legat de lipsa vitezelor din gama 8-10m/s respectiv 10-11m/s. Cu toate acestea am putea zice că frecventa cea mai mare a vântului util e totusi în gama 5-8m/s adica în partea de jos a spectrului de viteze. Motiv pentru care la achizitia turbinei eoliene vom cere optimizarea generatorului pentru aceasta gama de viteze. Din corespondenta cu producatorul EOLTEC acest lucru este posibil.

Pasii de urmat până la comanda turbinei eoliene Va trebui: 1) sa continuam sa adunam date, 2) sa montam cat de repede o a doua staţie pe locatia viitoarei staţii pilot (CHE Floresti I sau II),si 3) sa perfectionam staţia de culegere date despre vânt în sensul că indiferent daca este sau nu vânt la 10 minute sa comunice calculatorului distant datele despre directie şi vânt. Prin aceasta am terminat de proiect în mare, în ceea ce priveste „forta”, partea energetica a ansamblului pilot hidro-eolian; Adica am proiectat partea esentiala, inima proiectului - blocurile 2 şi 3 din arhitectura ansamblului pilot (vezi fig. Zzz) urmand sa proiectam sistemul SCADA staţiei pilot


HIDROEOL

RST


6. ELABORAREA PROIECTULUI SISTEMULUI SCADA

6.1. ARHITECTURA SISTEMULUI SCADA

6.1.1. Scopul sistemului de urmărire şi control

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

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

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

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

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

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

Arhitectura sistemului SCADA este organizata ierarhic pe 3 nivele: subsistemul local

(PLC, senzori, actuatori), nivelul central de urmărie, echivalentul unui dispecer şi nivelul web. Acest ultim nivel este destinat i) accesului tuturor partenerilor la experimentul cu staţia pilot, ii) accesul coordonatorului din locatii diferite, din tara sau strainatate, iii) diseminarii rezultatelor cercetarii şi iv) accesul partenerului dinafara contractului, Hidroelectrica Cluj la experimentul care se va afla pe teritoriul sau.

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

6.1.2. Funcţiile sistemului SCADA Funcţiile sistemului de urmărire şi control al ansamblului pilot hidro-eolian diversificat

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

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

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

formă de grafice curgătoare a ultimelor 100 de valori culese,


HIDROEOL

RST


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

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


HIDROEOL

RST


6.1.3. Comunicaţia în cadrul sistemului SCADA

Comunicaţia între staţia pilot (CHE Floresti, 10 Km de Cluj Napoca), şi serverul distant

de urmărire şi control (sediul IPA Cluj Napoca) - dispecerul SCADA - se face printr-o reţea GSM, în varianta tehnologică GPRS. Furnizorul de servicii GSM selectat are tehnologia MPLS (multi protocal label switching), tehnologie ce permite configurarea de VPN-uri securizate şi scalabile. Tehnologia GPRS (pachete radio) permite comunicarea pe canal tot timpul fără sa fie necesar apelul. Acest gen de serviciu se plateste după trafic şi nu după timpul de menţinere a legaturii active.

Soluţia de conectare în interiorul reţelei GSM este transparenta pentru noi că beneficiar. Echipamentul radio (modemul şi antena radio de 2,4Ghz sau 3,57Ghz) de legătură între Dispecerat (SCADA) şi un PoP al furnizorului de servicii GSM este realizat de furnizorul de servicii. Singura condiţie restrictivă care se impune este aceea că între antena radio de la dispecerat (sediul IPA) şi unul din PoP-urile GSM al furnizorului de servicii GSM trebuie să aiba vizibilitate directă. Tot în locatia IPA va fi şi serverul de WEB pe care va pus aplicaţia php, reprezentand al 3 nivel în ierarhia celor 3 componente ale sistemului SCADA.

6.2. SUBSISTEMUL IERARHIC LOCAL

Subsistemul ierarhic local, blocul 5 din figururile anterioare privitoare la arhitectura ansamblurilor eoliene, este construit pe structura automatelor programabile Siemens S7-200 în jurul unui PLC CPU 224XP care asigura aproape toate resursele hard pentru acest nivel ierarhic. Aproape toate, intrucat pentru măsurarea de temperaturii pentru partea extinsa de conservare a energiei eoliene prin incălzirea apei, am fost nevoiţi să adaugăm şi un senzor de temperatură, şi am ales unul bayat pe Pt100.ş că o conseciinţă a trebuit să luăm şi circuitul de măsură aferent, adica modulul Siemens EM 232 RTD. În acest fel avem şi posibiltăţi de dezvoltare prin resursele rămase: o intrare analogică din CPU şi încă o intrare de RTD din noul modul.

6.2.1. PLC - automatul programabil

Acesta conduce direct procesul odată administrând direct staţia pilot şi staţia de pompare. Toate componentele PLC sunt produse de o firmă consacrată în domeniul echipamentelor şi aparturii de comandă şi reglare, în principal de la acelaşi producător, Siemens, şi din aceiaşi familie SIMATIC S7-200. Capacitatea PLC instalată asigură o creştere de cel puţin 20% a funcţionalităţii fără nici o dezvoltare (upgrade) hardware. PLC S7-200 are următoarele module în afara unităţii centrale CPU 224XP:

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

Intrările discrete sunt izolate galvanic de proces prin contactele care nu sunt purtătoare de tensiuni. Intrările analogice în semnal unificat (4-20mA, 0-10V) nu sunt separate galvanic prin module de separare speciale. Convertorul A/N al CPU este realizat pe 12biţi ( 11 biţi de date şi 1 bit de semn). Pentru programare şi depanare vom folosi un panou senyitiv TP177C din dotarea IPA. Acest panou nu va face parte din dotarea staţiei ci va fi folosit la programare, monitoriyare şi intervenţii.


HIDROEOL

RST


Resursele CPU sunt suficiente pentru dezvoltari ulteriare, sau pentru surprize, care nu sunt intrevazute, deocamdata. CPU este folosit, hardware, în proportie de aproximativ 20-30%, astfel incat orice „imbogatire” a proiectului sa poata fi preluata fără a fi necesara redefinirea sau adaugarea unor noi module din seria S7-200. Sistemul S7-200 este el insusi modular pentru că eventualele exteinderi sa fie usor de purtat. Noi trebuie sa gandim şi la contrangerile financiare.

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

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

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

o trimite comenzi de atenţionare spre calculatorul SCADA o aprinde o lampă locală de atenţionare,

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

• îndeplineşte alte sarcini programate.

Figura 6.2. Schema de conexiuni a modulului CPU 224XP

Schemele proiectului staţiei pilot Hidroeol, realizate cu aplicaţia de proiectare Eplan, sunt anexate la finele părţi scrise a actualei etape şi cuprind:

• schemele electrice, • jurnalul de cabluri, şi


HIDROEOL

RST


• lista fiecărei conexiuni.

Figura 6.3. Schema de conexiuni a modulului EM231 RTD

Inventarul semnalelor şi conexiunile interioare dulapului de automatizare şi exterioare

spre senzori şi actuatori, de la nivelul staţiei pilot, blocul 5, este prezentat concis în tabelele de mai jos (tabelele 6.1, 6.2).

Iar schema electrică completă a dulapului automatului programabil, jurnalul de cabluri, lista cu tagurile apar detailat în anexa 3.

Tabelul 6.1.

Nr CPU 224XP denumire explicatie

1 I0.0 imp_anemo pulsuri anemometru NRG #40 2 I0.1 imp_contor_apa pulsuri contor apa 1pul/.mc

3 RS485(1) modbus - C.Energie electrica

interfata seriala protocol modbus contor trifazat UPT210

4 E0.0 esire releu pt comanda contactor

5 A+ intrare 4-20mA senzor temperatura temperatura în boiler

6 B+ intrare 4-20mA senzor nivel nivel apa în boiler

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

Nr EM231 RTD denumire explicatie

8 A+,a+, A-,a-

intrare (+,-) rezistenta Pt100

circuit de măsură specializat pt doi senzori Pt100, Pt200, Pt500, Pt1000, Cu10, Ni10, Ni1000


HIDROEOL

RST


Tabelul 6.2.

Nr Modul Siemens cod fabricatie observatii Pret [euro] Furnizor

1 Logo Power 6EPI 332 187-264Vca, 0,5A / 24Vdc, 3,5A 100 Siemens

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

4 SINAUT MD720-3 modul GSM, Siemens 290 Siemens

5 Adaptor serial rs232/rs485 6ES7901-3CB30-0XA0 adaptor

RS232/RS485 119 Siemens

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

7 Panou solar cu incarcator şi acc 12Ah 50W 500 Siemens

8 Dulap, conectori, sigurante, incarcator 496 tert

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

6.2.2. Alimentarea sistemului local şi distant

In figura 6.4. este prezentată schema de alimentare a nivelului local (automatizarea PLC) din sistemul SCADA, care conduce direct staţia de pompare. In plus de SITOP vom avea şi o sursa neintreruptibilă. Reteaua de 230Vca care energizeaza automatul programabil s-ar putea sa fie de la generatorul eolian. Este desirabil sa fie asa, intrunin un alt bun criteriu care spune că ansamblu hidro-eolian nu consuma din reteaua publica. N-ar fi nici o nenorocire daca ar consuma 5% şi ar livra 95%, dar partenerul extracontractual, Hidroelectrica, are un gand sa foloseasca eventual experienta accumulata în acest proiect pentru pomparea din aductiunii care pot fi în locuri izolate şi fără energie. Pe de alta parte daca am folosi în cadrul proiectului resurse energetice din reteaua pulica ar trebui sa-le contorizam. Proiectul este pregatit astfel incat pe interfata RS485 (protocol MODBUS) sa putem adauga până la 31 de contoare electronice care au ele insele aceasta interfata seriala. Dar va costa proiectul un contor în plus.

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

Figura 6.4. Schema de alimentare a PLC


HIDROEOL

RST


6.2.3. Traductorii şi senzorii a) Senzorii utilizaţi Senzorul de nivel Este fie un senzor cu ultrasunete cu afişare locală şi ieşire în 4-20mA de la firma TURCK

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

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

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

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

care are circuitul de măsură în modulul EM231 RTD din seria S7-200 siemens. b) Actuatori Electropompa 4GS30T Vom incerca sa evitam folosirea unui Soft Starter Siemens pentru pornirea motorului

pompei, din considerente financiare. Avantajul Soft starterului e acela că are o serie de protecţii termice, de dezechilibrare (lipsa unei faze) care vor permite PLC şi aplicaţiei SCADA să cunoască exact ce se întâmplă în staţia de pompare.

Rezistoarele de incălzire Vom folosi, pentru recuperarea energiei eoliene corespunzătoare vitezelor mici, între viteza de start, 2,5 m/s şi viteza minima necesara pompei, adică 8m/s la pornire şi până la 5m/s odată pornită pompa (histerezisul). Echipamente sunt submersibile (IP68), 3 buc legate în stea. de 500W fiecare. 6.2.4. Problema contoarelor electrice

Una din probleme cu care ne-am confruntat în activitatea de proiectare a staţiei pilot este

tocmai contorizarea energiei electrice furnizate de generatorul sincron al turbinei alese EOLTEC Scirocco 6Kw care da o tensine trifazata variabila în frecventa şi intensitate conform tabelului nr Zzz. In mod curent, nu se gasesc contoare de energie care sa dea valori efective la alte frecvente decât 50Hz +-1Hz sau 60Hz. Este o mare provocare care n-am avut-o în vedere. Chiar dacă pare o chestiune mică, rezolvarea ei corectă, poate fi în termeni de efort de cercetare echivalent cu o altă temă. In momentul de faţă continuăm eforturile, la nivelul întregului parteneriat, de a soluţiona această provocare nouă.


HIDROEOL

RST


6.3. SCADA - NIVELUL DISTANT 6.3.1. Calculatorul principal SCADA

Acest calculator, numit şi calculatorul principal, are următoarea componenţă: PC propriu-zis sau un laptop echivalent - cu CD/writer, o memorie de 2Gocteţi, monitor LCD TFT 19”(1280x1024), imprimantă grafică, modem GPRS(3G), şi sursa neintreruptibilă care să asigure funcţionarea calculatorului şi a echipamentului de comunicaţii cel puţin 30 minute la înteruperea alimentării cu energie electrică din reţeaua publică. Sistemul de operare va fi unul stabil precum Windows XP Professional.

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

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

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

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

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

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

de comunicaţii GSM GPRS.Pentru realizarea acestor funcţii programul calculatorului de la distanţă are structura tipică a unui program de achiziţie, stocare şi generare de rapoarte. Sistemul fiind conceput deschis, pe baza de date create se poate crea o aplicaţie pentru internet sau intranet de tip VPN pentru protecţia bazei de date. Acest program este prevăzut cu abilităţi de lucru în timp real.


HIDROEOL

RST


6.4. STRUCTURA APLICATIILOR SOFT

6.4.1. Interfeţele (ecranele, ferestrele) utilizator

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

Interfeţele operatorului cu procesul, la nivelul local (automatul programabil) sunt ecrane care se pot dezvolta în MICROWIN, şi locate în memoria CPU.

Ferestrele se deschid cu un ecran principal din care se poate naviga, pe principiul subferestrelor din sistemele de operare Windows. Din oricare alt ecran se poate reveni în ecranul principal şi astfel operatorul poate ajunge în oricare ecran dorit pentru a urmări, comanda,sau configura orice element al instalaţiei supuse acestei aplicaţii. Avem interfeţe sunt ecrane tehnologice, de configurare şi de raportare. Interfeţele tehnologice sunt, funcţie de conţinut, interfeţe de comandă, de masură, de comandă şi masură. Prin conţinut aici inţelegem puncte de măsură, bucle de reglaj unde e cazul, stabilire de referinţă fără reglajul propriu zis, comenzi directe de elemente de execuţie. Interfeţele tehnologice de măsura şi Interfeţele tehnologice de comandă specifice unei bucle au pe lângă „led”-ul de Alarmă, şi o fereastră de informare cu privire la ce se întâmplă în ansamblu. Altfel zis dacă te afli într-un ecran de detaliu eşti informat de evenimentele esenţiale din ansamblu instalaţiei printr-o fereasta de informare. Fereatra de informare apare de obicei în partea inferioară a ecranului monitorului şi are anumite reguli deatenţionare.

6.4.2. Aplicaţia soft de la nivelul local

Structura staţiei pilot a fost prezentata în figura 6.1. şi structura hard a automatizarii realizata cu module PLC S7-200 Siemens a fost prezentata în anexa 3. Aplicaţia soft va fi scrisa în mediul de dezvoltare Microwin al automatelor programabile S7-200. Aplicaţia soft este una de telemetrie şi trebuie sa măsoare, viteza vântului, energia debitata de generatorul eolian, energia consumata de pompa, energia debita pe boiler, volumul de apa pompat. Toate acestea corelate cu viteza vântului pe o durata de un an. Masuratorile sunt transmise la distanta (IPA) pentru stocare şi prelucrare care reprezinta aplicaţia soft de la „dispecer”.

Interfeţe utilizator ale automatului programabil Intefeţele utilizator ale automatului programabil apar pe panoul senzitiv, Siemens TP177A, prin configurarea aplicaţiei orice zonă din panoul senzitiv se poate declara buton, pentru a naviga, la simpla atingere cu degetul a respectivei zone într-un ecran nou (intr-o alta interfaţă utilizator). Ecranul principal (Fig. 6.5.) conţine pe de o parte toate informaţiile principale ale procesului (temperaturile agentului de termostatare, temperaturile reacţiilor din refluxor, presiunea din rezervorul SO2) în cadrul unor butoane sensitive, care atinse permit să navigăm spre ecranul specific buclei, unde se vizualizează toate datele disponibile respectivei bucle. Toate datele sunt actuale, cele cititite de automat în ultimul ciclu al aplicaţiei, reactualizarea lor se face de la sine. Un astfel de ciclu se reia la fiecare minut.


HIDROEOL

RST


Figura 6.5. Ecranul principal al aplicaţiei de la nivelul local

6.4.3. Aplicaţia soft de la nivel dispecer (distant)

Figura 6.6. Ecranul principal al aplicaţiei de la nivelul distant


HIDROEOL

RST


Aplicatia soft de la acest nivel presupune aplicaţia propriu-zisa scrisa în CVI, un server SQL pentru baza de date, aplicaţia PC Access (Siemens) care permite accesarea datelor de la nivelul local (PLC SIEMENS). Aplicaţia va avea şi propria ei baze de date, identica cu cea prezentata la staţia de vânt, dar separata. Motivul pentru care le separam este unul ce tine de scopul mult mai larg, spatial şi temporal a bazei de date de vânt. Intentia autorilor e de a continua aceasta linie şi după incheiere actualei teme, cu o linie de cercetare a potenţialului eolian bazat pe o cerere de brevet A00302/2007 – OSIM, prin care urmărim „democratizarea” informatiilor despre vânt în favoarea investitorilor mici ce nu-si permit cateva mii de euro pentru a fundamenta o investitie de alte 10-20.000 de euro.

6.5. APLICATIA SOFT DE LA NIVELUL SERVERULUI WEB

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

Figura 6.7. Ecranul principal al aplicaţiei Web HIDROEOL

In figura 6.7 e prezentată ultima variantă a aplicatiei WEB a statiei de achizitie date vant,

dupa incarcarea versiunii 1.7, in data 25 oct 2008, a programului python din RTU, a carui noutate consta in faptul ca se transmit date la 10minute si daca bate vantul.


HIDROEOL

RST


7. ELABORAREA PROIECTULUI SUSBSISTEMULUI HIDRO AL MODELULUI FIZIC DE SISTEM ENERGETIC

HIBRID HIDRO-EOLIAN Se va realiza proiectul de ansamblu al modelului fizic de sistem energetic hibrid hidro-

eolian inclusiv subsistemul eolian, cele doua subsisteme hidro şi eolian neputand fi separate total, ele funcţionand integrat. Din acest motiv se va prezenta şi calculul subsistemului eolian la nivel de proiect tehnic, proiectarea subsistemului hidro fiind detaliata la nivel de executie.

Staţia pilot pentru studiul experimental al sistemului energetic hibrid HIDROEOL va

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

Una cu putere de aproximativ 2 kW, care să fie implementată la Baza turistică Mărişel cu

costuri mai mari, care se va putea realiza doar în cazul obţinerii unei surse suplimentare de finanţare, că de exemplu un contract CAPACITĂŢI de la CNCSIS, Ministerul Educaţiei şi Cercetării din România, una de putere redusă, 1kW putere, care să fie realizată în cadrul laboratorului de Producerea Energiei Electrice (PEE) din incinta Complexului Univesităţii Tehnice Cluj Napoca din strada Observatorului nr.2, şi una cu putere putin mai mare, 10 kW, realizată în cooperare cu S.C. HIDROELECTRICA S.A. filiala Cluj-Napoca.

Se prezinta calculul celor trei modele fizice de sistem energetic hibrid hidro-eolian, de

puteri diferite, HIDROEOL-01, HIDROEOL-02 şi HIDROEOL-03, urmând că în etapa următoare de realizare fizică a modelului, Faza III, să se realizeze numai varianta pentru care ajung sumele prevazute în contract pentru execuţie.

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

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

7.1.1. Date de proiectare

Plecând de la puterea recomandată la capitolul 3, se va alege o turbină eoliană cu puterea

de 2kW. Această turbină se va amplasa în curtea Bazei turistice Mărişel, aparţinând Universităţii Tehnice din Cluj-Napoca (UTCN). Turbina eoliană va funcţiona în tandem cu o pompă de aceeaşi putere 2 kW. Pentru a putea folosi conducta de pompare şi în calitate de conductă de turbinare, puterea turbinei hidraulice se alege tot de 2 kW.

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


HIDROEOL

RST


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

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

Acest model de sistem hibrid este destinat alimentării cu energie electrică a unei clădiri,

clădirea nr II, din incinta Bazei turistice Mărişel a UTCN. Implementarea acestei scheme în cazul concret de mai sus poate fi văzută în figura 7.2. Se poate vedea că prin incinta Bazei Turistice Mărişel trece albia râului Someşul Cald. În incinta Bazei Turistice Mărişelul se va amplasa o turbină eoliană care va debita

energie direct motorului pompei.. Aici energia electrică va fi utilizată pentru pomparea apei în bazinul de acumulare ce va fi amenajat pe albia unui pârâu, Pârâul Calului, din imediata apropiere a Bazei Turistice Mărişel, aşa cum se poate vedea în figura 7.2.

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

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

pentru turbinarea în momentele când viteza vântului va fi inferioară vitezei de pornire a turbinei eoliene. Lungimea acestei aductiuni va fi de m125Lad = , după cum s-a stabilit pe harta topografică la scară.

Motorul pompei va fi unul de curent alternativ, că şi generatorul turbinei hidraulice.

Sistemul de supraveghere SCADA va asigura următorul regim de funcţionare fără personal de supraveghere:

Puterea consumatorilor este mai mică de 2 kW, sistemul HIDROEOL nu va fi conectat cu reţeaua de joasă tensiune. În acest caz, când există vânt suficient pentru pornirea pompei se va pompa apa din râu în bazinul superior;

Puterea consumatorilor depăşeşte 2kW. În acest caz, dacă există vânt, turbina eoliană va lucra în paralel cu sistemul energetic (reţeaua de joasă tensiune) şi se va reduce corespunzător consumul de energie electrică de la reţea. Dacă nu există vânt, se va porni hidrogeneratorul şi va produce energie electrică pe seama energiei potenţiale a apei din bazinul superior, în limita volumului de apă disponibil în bazinul superior, reducând în mod corespunzător consumul de energie electrică de la reţea.

H

Q1

Q2

Q3

GE

P HG

TE

UC

BS

BI


HIDROEOL

RST


Sistemul de supraaveghere SCADA va sigura şi înregistrarea şi stocarea datelor măsurate, pentru că sistemul să funcţioneze independent fără personaal de supraveghere, doar personal de pază. După citirea măsurătorilor efectuate în cadrul Bazei Turistice Mărişel s-a

constatat că viteza vântului în această zonă este în medie de smv 6.3= .

Plecând de la aceste date s-au putut stabili următoarele date de proiectare, date prezentate în Tabelul 7.1.

Nr.crt Date Simbol UM Valoarea

1 Viteza medie a vântului v m/s 3.6

2 Putere turbină eoliană TEP kW 2

3 Diferenţă de nivel h m 40

4 Putere pompă PP

kW 2

5 Putere turbină hidraulică PTH kW 2

Tabelul 7.1. Date de proiectare HIDROEOL – 01

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

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


HIDROEOL

RST


7.1.2. Alegere turbină eoliană

Conform datelor de proiectare regăsite în tabelul 7.2., vom alege din catalogul LPELECTRIC [1] o turbină tip WHI – 500 cu regulator inclus 230V – 3200W produsă de firma Southwest Windpower.

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

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

Model WHI-500

Diametru rotor 4,5m

Greutate 70kg

Viteza vântului de pornire 12m/s

Rated output 3200W at 12m/s

Tensiune 230 V, 50 Hz

Vechea denumire H175

Ţară USA

Tip LPE00341 230V, 50Hz WHI 500 , includes EZ Controler+Transformer+Carcasă

Figura 7.3. Turbină eoliană WHI – 200

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


HIDROEOL

RST


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

În catalogul firmei Southwest Windpower se dau puterile şi energia electrică livrată lunar de această turbină în timp de o lună la diferite viteze medii ale vântului, date care se pot vedea în figura 7.4. şi figura 7.5.

Deci puterea medie zilnică va fi:

kWkWnv

medvnPmedP 1.0

3

126.32.3

3=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛⋅=⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⋅= (7.1.)

Alegerea pilon turbină eoliană. Pilonul turbinei eoliene se alege în funcţie de locul de

amplasare a turbinei, în acesc caz deoarece vom amplasa turbina în incinta Bazei Turistice Mărişel din cadrul Universităţii Tehnice Cluj Napoca, vom lua în calcul atât obstacolele naturale din teren cât şi clădirile care ar putea ecrana turbine eoliană. Un alt aspect pe care l-am luat în considerare atunci când am ales locul de aplasare a turbine eoliene a fost acela de a fi cât mai aproape de tabloul electric general al Complexului Turistic.

Astfel am ales că turbina eoliană să fie amplasat lângă clădirea numărul CII cum se poate

vedea şi în figura 7.2. Deoarece această clădire are o înălţime de 6m va trebui că pilonul turbinei să aibă o înălţime mai mare, de exemplu 15m.

Vom alege un pilon model TOW – 50 – WHI de la firma LPELECTRIC. Acesta model

este inclus într-un kit iar alături de pilon de 15m vom primi atât cablurile cât şi suporturile de care vom avea nevoie la instalarea turbinei. Pret total stalp 950 EUR. Acestea le putem observa în figura 7.6. În figura 7.7 se poate vedea modul de ancorare a unui pilon de turbină eoliană.

Figura 7.5. Curba puterii turbinei eoliene WHI – 500.


HIDROEOL

RST


Figura 7.6. Pilon turbină eoliană.


HIDROEOL

RST


Acest tip de turbină dispune de un controler de control pompă şi un preţ de 8709 euro

fără TVA.

7.1.3. Alegere pompă

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

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

Acestea sunt capabile de a satisface o mare varietate de utilizatori şi sunt disponibile într-

o mare varietate de modele. Versiunile disponibile: - F - oţel inox AISI 304 ; in-line; flanşe rotunde - T - oţel inox AISI 304 ; in-line cu flanşe ovale - R - oţel inox AISI 304 ; flanşe rotunde inferior şi superior - N - oţel inox AISI 316 ; in-line cu flanşe rotunde - V - oţel inox AISI 316 ; in-line cu cuplaj Victaulic - C - oţel inox AISI 316 ; in-line cuplare cu cleme.

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

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

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

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


HIDROEOL

RST


Figura 7.8. Caracteristicile pompei de apă.

Am decis că şi pompa de apă să fie de tip monofazat deoarece am ales că şi turbina hidraulică să fie una de tip monofazat. Caracteristicile acestei pompe le putem vedea în tabelul 7.2.

Acest tip de pompă poate fi folosit atât la pomparea apei în bazine de acumulare cât şi la irigare în agricultură.


HIDROEOL

RST


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

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

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

7.1.4. Dimensionare lac de acumulare

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

. (7.2) Vom dimensiona un lac de Vlac=600mc. Spre deosebire de figura 7.2, forma mai detaliată a acestui lac de acumulare va arăta că în figura 7.9. S-au adoptat nişte dimensiuni de pe desenul la scară din figura 7.2, care verifică această valoare pentru volumul lacului:

36004122521

21 mHBLV =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= , (7.3.)

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

Tipul Pompei

Puterea Pompei

hm /3

6 7.2 8 9 10 12 14

H = înălţimea totală a coloanei de apă SV8 02 1.1 24.8 24 23 22 20.5 17.2 13.2 SV8 03 1.5 37 36 34.5 33 30.5 25.8 20

SV8 04 2.2 50 47.5 46 44 41 34.5 26.5 SV8 05 2.2 62 60 57.5 55 51 43 33 SV8 06 3 74.5 71 69 66 61.5 52 40 SV8 08 4 99 95 92 87.5 81.5 69 53 SV8 09 4 112 107 104 97.5 92 78 60 SV8 11 5.5 137 130 127 119 112 95 73 SV8 12 5.5 149 142 138 130 123 103 80 SV8 14 7.5 174 166 161 152 143 120 93 SV8 16 7.5 199 190 184 174 163 138 106

3560414/10 mhhmcTQVpompat =⋅⋅=⋅=


HIDROEOL

RST


Figura 7.9. Bazinul superior HIDROEOL-01.

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

7.1.5. Dimensionare baraj

Barajele de greutate din anrocamente se pot folosi în locurile cu rezistenţă bună a solului

de fundare dar cu rezistenţă şi stabilitate limitată a malurilor. La proiectarea unui baraj este necesară luarea în considerare a tuturor eforturilor la care

este supus acesta, precum şi caracteristicile solului pe care este amplasat. Se urmăreşte determinarea dimensiunilor barajului (grosime, formă) şi a materialelor de

construcţie astfel încât să reziste în bune condiţiuni la cele mai dificile solicitări. In continuare se prezintă un scurt exemplu de calcul simplificat pentru un baraj de

greutate (figura 7.10). Se consideră un element de baraj de lungime egală cu un metru şi de formă

paralelipipedică. Se consideră cazul simplu când asupra barajului acţionează numai forţa proprie de greutate G şi forţa de împingere a apei W. Aceste forţe au expresiile:

HeG 1γ= , şi 2

2HW γ= , (7.4.)

Baraj

Lac de acumulare


HIDROEOL

RST


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

Dacă expresia lui G este evidentă, expresia lui W se obţine considerând o variaţie liniară

a presiunii staţice, respectiv a forţei cu adâncimea:

2

12

0 2HHHSpW medγγ

=⋅⋅+

== . (7.5.)

Punctul lor de aplicaţie va fi: pentru G la înălţimea H/2 iar pentru W la H/3 de la bază din cauza triunghiului forţelor de presiune.

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

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

HeH1

2

2γµγ

≤ . (7.6)

Condiţia finală va fi:

mHe 35.1400037.0241000

2 1

=⋅⋅⋅

=≥µγγ , (7.7.)

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

• să nu se răstoarne, caz în care momentul de răsturnare dat de forţa de împingere a apei trebuie să fie mai mic decât momentul de răsturnare dat de forţa de greutate, adică:

32HWeG ⋅≥⋅ , (7.8)

cu condiţia finală:

mHe 15.140003

100043 1

=⋅

=≥γγ . (7.9.)

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

care acţionează asupra unui baraj, ca: • presiunea sloiurilor de gheaţă; • presiunea valurilor; • presiunea hidrostatică datorată cutremurelor;

G

W

e

2/3H H

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


HIDROEOL

RST


• forţele de inerţie datorate cutremurelor; • presiunea determinată de reacţia terenului de fundaţie; • presiunea exercitată de apa infiltrată sub baraj. De asemenea, procedura de calcul diferă cu tipul şi în special cu forma barajului în

secţiune. Volumul barajului va fi:

33 5048421221

21 mmHeBV ≅=⋅⋅⋅=⋅⋅= (7.10.)

Masa barajului rezultă: tomcmckgVm 20050/40001 =⋅=⋅= ρ . (7.11)

7.1.6. Dimensionare turbină hidraulică

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

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

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

Tip : Turgo Putere nominală

(W): 2000

U Nom (V) : 220V AC 1 PH

Cădere min (m) 20

Cădere max (m) 200

Diam. Rotor ( mm) 150/200

Debit min (l/s) 2 3 channel IGC included Da

Debit max (l/s) 50 diversion load included Da

Generator type: Induction Hi Eff. 230V 1 Phase

Water to Wire Efficiency:

Max 65% Min 50%

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

Figura 7.11 Turbina hidraulică.


HIDROEOL

RST


. (7.12)

Deci lacul va fi golit în:

. (7.13)

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

pe săptămână ar fi:

, (7.14) unde 500kWh este energia produsă lunar.

Energia înmagazinată în bazinul superior este

(7.15) Deci o eficienţă a stocării de circa 66%. 7.1.7. Calculaţie de preţ HIDROEOL-01

Lista de materiale HIDROEOL – 01

Tabelul 7.3. Nr. crt.

Model Denumire material

Cantitate UM Preţ unitar

Preţ total

1 WHI-500/230Vca, 50 Hz controler

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

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

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

4 Pilon turbina 15m – WHI500

Pilon 1 buc 950,00€ 450,00€

5 Tablou el. interconectare sistem

Materiale 2 set 85,00€ 85,00€

6 Ciment Ciment 100 to 52€ 5.200€ 7 Nisip Nisip 100 mc 28€ 2.800€ 8 Pietris Pietris 100 mc 6€ 600€ 9 Conducta aductiune PVC 125 ml 10€ 1.250 10 Cablu electric Cu 100 ml 20€ 2.000

Total 27.591€

hmcsmh

PQT /22/006.08.0408.9

28.9

3 ==⋅⋅

==η

hhmc

mcQVT

T

lac 28/22

600≈==

kWhEE lunaTE 100500307

307

=⋅==

kWhMJmsmkgmghEhidro 3.652.23540/8.9106 25 ==⋅⋅⋅==


HIDROEOL

RST


Fişa de manoperă directă


Denumire operaţie Număr lucrători

Tarif EUR/ora

Nr. ore Total

1 Constructor 20 2 98 39202 Electrician 4 2 75 6003 Lăcătuş mecanic 2 2 75 3004 Proiectant 1 4 100 400

Total 5220€

Deviz estimativ HIDROEOL – 01

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

1. Materiale 34338 2. Manopera 5220 3. CAS (19,75% din manoperă) 1031 4. Somaj (2,5% din manoperă) 131 5. Sănătate (7% din manoperă) 365 6. TOTAL MANOPERA 6747 7. TOTAL GENERAL (Materiale + manoperă) 34338 8. TOTAL GENERAL + TVA 40862

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

7.2.1 Date de proiectare Plecând de la puterea recomandată la paragraful 1.6, şi de la faptul că la varianta Mărişel

constructia ar costa peste 40000 EUR fără sistemul SCADA de control, sumă ce depăşeşte posibilităţile financiare ale contractului, se va studia şi varianta realizării staţiei pilot HIDROEOL în locaţia str. Observatorului nr. 2, Cluj-Napoca, unde Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca posedă o clădire didactică, în care sunt amplasate laboratoare.

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

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

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


HIDROEOL

RST


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

Figura 7.9. Clădirea UTCN din str. Observatorului nr. 2 Cluj-Napoca. 7.2.2 Alegere sistem eolian S-au analizat mai multe sisteme eoliene de 1 kW şi în final s-a ales varianta optimă din

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

Figura 7.10. Turbina eoliană CYCLONE 1kW, Joliet.


HIDROEOL

RST


Tabelul 7.5. Technical specifications Rotor Diameter(m): Start up wind speed: Rated wind speed: Cut out wind speed: Max.output power(W): Output voltage(VDC): Noise level:

2.7 2.5ms 9ms 15ms 1100 48 30.9db

Tower options

The Cyclone 1kW wind turbine can be installed on a sectional 8 meter free standing tower or a 6 meter guyed tower. The guyed tower is designed for 'tilt up' installation with a hinged base plate. Free standing towers require a small crane for installation.

Inverter options

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

Figura 7.11. Puterea produsă de Joliet CYCLONE 1 kW. The average annual power output of this wind turbine is 1997kWh assuming an average wind

speed of 5.5m/s, as can be seen on figure 5.7. This wind turbine is ideal for battery charging applications and is supplied with a battery charge

controller, it is not recommended for grid connection. În figura 7.12 este prezentată modalitatea de fixare pe fundaţie a turbinelor eoliene Joliet

din gama de puteri 300W … 20 kW.


HIDROEOL

RST


Figura 7.12. Modalitatea de fixare a turbinei eoliene Joliet CYCLONE 1 kW. În figura 7.13 sunt prezentate caracteristicile tehnice ale generatorului eolian Joliet de

putere nominală 1 kW. În figura 7.14 sunt prezentate caracteristicile paletelor şi controlerului turbinei eoliene

Joliet. În figura 7.15 este prezentată energia electrică produsă anual de turbinele Joliet la diferite

viteze medii ale vântului.


HIDROEOL

RST


Fig. 5.5. Caracteristicile generatorului eolian CYCLONE 1 kW.

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

Figura 7.14. Caracteristicile paletelor şi controlerului turbinei eoliene.


HIDROEOL

RST


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

Figura 7.15. Energia produsă anual de turbinele eoliene Joliet. 7.2.3. Concepere schemă HIDROEOL-02 Pentru realizarea staţiei pilot cu configuraţia generală din figura 7.1 ar trebui stocată în

rezervorul superior sub forma de energie potenţială a apei toată energia electrică produsă de această turbină eoliană timp de o zi:

MJkWhEE anzi 69.1947.5

3651997

365==== . (7.16)


HIDROEOL

RST


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

toghEm zi 134

158.91069.19 6

=⋅⋅

== , (7.17)

apă, sau 134 mc apă. Aici s-a luat căderea de apă h=15m, diferenţa de nivel dintre etajul 1 şi acoperişul clădirii. Acest lucru este imposibil de realizat, de asemenea apar probleme privind îngheţarea aapei pe timp de iarnă, rezervorul fiind la exterior. Din acest motiv s-a imaginat o altă soluţie. Turbina eoliană rămâne la exterior pe acoperişul clădirii, dar stocarea energiei se va face în baterii de acumulatoare, amplasate la interior în Laboratorul de Producerea energiei electrice, amplasat la etajul 1 al clădirii. De aici energia stocată va fi utilizată la pomparea apei într-un hidrofor şi de aici va fi turbinată într-o turbină hidroelectrică care va genera energie electrică. Hidroforul nu are rolul de a înmagazina energie hidraulică ci doar pentru a uniformiza debitul de apă care vine la turbina hidraulică. Acest lanţ de conversii va simula funcţionarea unui sistem HIDROEOL real.

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

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

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

13 – manometru; 14 – grup turbină hidraulică – hidrogenerator; 15 – tablou electric de c.c. Turbina şi generatorul eolian vor fi completate cu un regulator de încărcare acumulatori,

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


HIDROEOL

RST


împotriva supratensiunilor atmosferice (trăznet), siguranţe fuzibile şi instrumente de măsură electrice, care nu sunt figurate pe schema din figura 5.8.

S-au prevăzut două pompe, care vor putea fi conectate hidraulic în serie sau paralel cu ajutorul unor robineţi, pentru a obţine o gamă mai largă de debite şi presiuni, necesare studiilor pe model ce vor fi efectuate. Instalaţia de apă va funcţiona în circuit închis, aşa încât va fi nevoie de un singur bazin (bazinul inferior), în care pierderile de apă vor putea fi compensate de la reţeaua de apă din laborator.

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

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

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

7.2.4 Alegere acumulatori de energie electrică De regulă stocarea energiei electrice în acumulatori este foarte scumpă, aceasta este şi

cauza efectuării acestui studiu de stocare a energiei electrice produse pe cale eoliană sub forma de energie potenţială a apei. Staţia pilot fiind destinată cercetării, ne propunem stocarea unei energii eoliene pe o durată de două zile 12h. Atunci:

kWhEE ziacumulat 94.1047.522 =⋅== . (7.18)

Considerăm acumulatori de tensiune 12V şi vom avea nevoie de o baterie de acumulatori cu capacitatea:

AhVVAh

UEacumulat

UUItItCap 66.911

1210940

===== . (7.19)

Se aleg patru acumulatori de 200 Ah, 12V, tip BAT412201080, cu caracteristicile

prezentate în figura 7.17.

Figura 7.17. Acumulator Deep Cycle 12V.

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


HIDROEOL

RST


7.2.5. Alegere invertor Puterea invertorului nu are o legătură directă cu puterea turbinei eoliene, ea putând fi mai

mare, luând energie din acumulatori. De asemenea pompele vor trebui să aibe o putere mai mare decât hidrogeneratorul (îl considerăm tot de 1 kW, la fel că turbina eoliană), pentru a acoperi pierderile. Tensiunea de intrare a invertorului va fi 48V, la fel cu tensiunea generată de turbina eoliană.

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

Figura 7.18. Caracteristicile invertorului Phoenix 3000VA, VICTRONENERGY. 7.2.6. Alegere pompe Se aleg două pompe WILO CO-1-MV1-803/ER, cu puterea de 1.1 kW, prezentată în

figura 7.19. cu caracteristicile prezentate în figura 7.20.


HIDROEOL

RST


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

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


HIDROEOL

RST


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

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

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

7.2.8 Calculaţie de preţ HIDROEOL-02 Lista de materiale HIDROEOL-02


Model Denumire material

Cantitate UM Preţ unitar

Preţ total

1 WHI-200/24 pv controler

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

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

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

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

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

6 DIN Shunts 50A/60mV

Shunt 50 A 1 buc 25,00€ 25,00€

Tip : PELTON

Putere Nominală (W) : 1000

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

Cădere min (m) 10

Cădere max (m) 100

Debit min (l/s) 0,5

Debit max (l/s) 8

Noua Zeelanda

Cod Produs: LPH00052 Model: Mike

Figura 7.21. Turbina hidraulică


HIDROEOL

RST


7 DIN Shunts 150A/60mV

Shunt 150 A 1 buc 35,00€ 35,00€

8 HD-Holder suport siguranta 1 buc 39,00€ 39,00€ 9 HD-250 Siguranta 250A 1 buc 11,00€ 11,00€ 10 OBO V20-C/U-1 -

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

11 OBO V20-C/0-75 -Arrestor

Arestor 1 buc 55,00€ 55,00€

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

Arestor 2 buc 72,00€ 144,00€

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

Arestor 1 buc 106,00€ 106,00€

14 NRG #40C Anemometer

Calibrated

Anemometru 1 buc 399,00€ 399,00€

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

16 Pilon turbina 9m - WHI200

Pilon 1 buc 350,00€ 350,00€

17 Tablou el. interconectare sistem

Materiale 1 set 85,00€ 85,00€

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

19 Conductă PVC Conductă aducţine

2 buc 50€ 100€

Total 9426€

Fişa de manoperă directă HIDROEOL – 02 Tabelul 7.7.

Nr. crt.

Denumire operaţie Număr lucrători

Tarif EUR/ora

Nr. ore Total

1 Constructor 2 2 40 1602 Electrician 1 2 80 1603 Lăcătuş mecanic 1 2 80 1604 Instalator 2 2 40 1604 Proiectant 1 4 100 400

Total 1040EUR


HIDROEOL

RST


Deviz estimativ HIDROEOL – 02

Tabelul 7.8.

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

7.3. MODELUL DE SISTEM ENERGETIC HIBRID HIDROEOL-03, LOCAŢIA MICROHIDROCENTRALA FLOREŢTI I, APARŢINÂND HIDROELECTRICA S.A. FILIALA CLUJ. 7.3.1. Date de proiectare

În continuare se prezintă un studiu privind implementarea unei staţii pilot pentru studierea centralelor hibrid hidro-eoliene. Staţia pilot va fi instalată în centrala Floresti I, aparţinând SC Hidroelectrica SA Cluj-Napoca. O turbină eoliană se va amplasa pe vârful barajului, aceasta zona fiind favorabila din punct de vedere al vitezei medii a vântului, centrala fiind amplasată pe valea Someşului Cald, în câmp deschis, unde există curenţi de aer venind dinspre Câmpia Panonică (Ungaria) şi trecând în Transilvania prin defileurile Munţilor Apuseni, cum ar fi defileul Someşul Cald - Crişul Repede. Se va amplasa o pompă în bazinul agregatului hidro.

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

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

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

Nr.crt. Denumire Valoare [EUR] 1. Materiale 9426 2. Manopera 1040 3. CAS (19,75% din manoperă) 205 4. Şomaj (2,5% din manoperă) 26 5. Sănătate (7% din manoperă) 73 6. TOTAL MANOPERA 1344 7. TOTAL GENERAL (Materiale + manoperă) 10770 8. TOTAL GENERAL + TVA 10770


HIDROEOL

RST


[ ]23

33

/10

613.010

mKwvvkP ⋅=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅= , (7.21)

iar viteza vântului nu este deloc constanta, variind şi că direcţie şi sens. Prin urmare, fluctuaţiile de putere electrică generată sunt mult mai mari decât fluctuaţiile vitezei vântului. Pentru utilizarea energiei vântului la alimentarea unor consumatori izolaţi, este necesară implementarea unor elemente de stocare a energiei pe termen lung, cea mai frecvent utilizată metodă de stocare fiind stocarea energiei electrice sub formă de energie chimică în acumulatori electrici. Această metodă este costisitoare, şi se poate folosi doar la puteri mici. Costurile de stocare pentru 1 kWh , cu această metodă, sunt de cel puţin 200 euro/kWh. Lucrarea recomandă utilizarea stocării energiei electrice produse de turbinele eoliene sub formă de energie potenţială a apei acumulate într-un bazin superior, prin utilizarea energiei electrice produse pe cale eoliană la pomparea apei dintr-un bazin inferior în acest bazin superior. De aici apa va putea fi turbinată la nevoie (când este cerere de energie electrică) într-un hidrogenerator, de unde se va scurge din nou în bazinul inferior. În acest mod, funcţionarea centralei eoliene cuplate cu o hidrocentrală cu acumulare prin pompaj, are un foarte mare avantaj – compensarea caracterului fluctuant al energiei eoliene.

Schema principială a acestui aranjament este prezentată în figura 7.1

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

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

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

H

Q1

Q2

Q3

GE

P HG

TE

UC


HIDROEOL

RST


Figura 7.23. Microhidrocentrala Floresti I. Caracteristicile tehnice ale acestei microhidrocentrale sunt: o putere instalată de 6.9 MW şi o cădere de apă de 13m. Componentele viitoarei staţii pilot HIDROEOL-03 vor fi: • Microhidrocentrala Floreşti I, amplasată în interiorul barajului la 10 km în amonte de Cluj-Napoca; • Sistemul eolian, amplasat deasupra barajului, aşa cum se poate vedea în figura 7.24; • Sistemul de pompare, vezi figura 7.24.

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

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


HIDROEOL

RST


Această soluţie constructivă pentru staţia pilot HIDROEOL are avantajul unei puteri relative ridicate la uh cost scăzut, deoarece costul microhidrocentralei este salvat prin utilizarea unei microhidrocentrale déjà construite. Deci singurul cost va fi cel introdus de sistemul eolian. Totuşi, deoarece puterea microhidrocentralei este de 6.9 MW, şi puterea centralei eoliene ar trebui să aibe valori semnificative. Noi considerăm o putere de cel puţin 10 kW, pentru sistemul eolian. Pentru reducerea costurilor, se recomandă utilizarea unui system integrat eolian-pompare, care va simplifica mult soluţia finală.

7.3.2. Sistemul eolian de pompare

Există multe companii care comercializeaza sisteme integrate eoliene de pompare. Liderul mondial în sisteme eoliene mici este compania Bergey Windpower [4], de la care exista o ofertă de sisteme de pompaj eolian prezentate în tabelul 6.1, şi în figura 6.4. Generatoarele de curent alternativ cu viteză variabilă, acţionate de turbine eoliene, vor alimenta motoare de inducţie trifazate standard direct. Aceste motoare, proiectate să funcţioneze la frecvenţa fixă de 50 Hz, vor funcţiona acum la o frecvenţă variabilă cuprinsă între 30Hz şi 90Hz. Acest sistem va funcţiona că o pompă acţionată cu un convertor de frecvenţă în domeniul de frecvenţe 30 la 90 Hz, dar în loc de convertor, generatorul eolian cu magneţi permanenţi va fi acela care va furniza tensiunea şi frecvenţa variabilă. Cerinţele de putere pentru o pompă centrifugală standard, portrivesc foarte bine cu puterea generată de turbinele eoliene Bergey. Aceasta permite o dimensionare corectă a pompei şi motorului pentru a funcţiona eficient într-un domeniu larg al vitezelor vântului. Sistemul este prevăzut cu un controler de pompă, care va opri funcţionarea când viteza vântului este prea mică, şi generatorul nu debitează suficientă putere pentru a asigura înălţimea de pompare. Preţurile practicate de compania Bergey pot fi văzute în Tabelul 6.1. noi am ales al doilea sistem cu puterea de 10 kW şi preţul de 25680EUR. Acest sistem va putea pompa la o viteză medie a vântului de 5.5 m/s o cantitate de apă de 640 tone la o diferenţă de nivel de 13m. Aceasta înseamnă o energie de pompare de:

kWhMJmghE 244.120138.910640 3 ==⋅⋅⋅== . (7.21) Această energie nu este neglijabilă, şi poate fi măsurată cu precizie în scopul studierii capacităţii de stocare a sistemului.

Tabelul 7.9 WIND PUMPING SYSTEM CHARACTERISTICS

1.5 kW pumping system

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

1.5 kW wind turbine

$8990 60 ft guyed tower

tower wiring kit

submersible water pump

10 kW pumping system

Typical performance with 11 mph wind site and 100 ft head - 40,000 gals/day

10 kW wind turbine

$25,680 80 ft guyed tower

tower wiring kit

8 stage Grundfoss submersible water pump


HIDROEOL

RST


Figura 7.25. Sistemul cu pompa de vânt BERGEY

7.3.3. Estimarea costurilor Estimarea costurilor totale de implementare a acestei soluţii se poate vedea în tabelul 7.10.

Tabelul 7.10. HIDROEOL PILOT STATION FLORESTI I ESTIMATED COST

Nr. Article

Pices Cost [EUR]

1 Wind Pumping System 1 25680

2 Electrical installations 1 3000

3 Another costs 1 2000

Total Cost 30680

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

7.3.4. Implementarea proiectului HIDROEOL-03 Noi sperăm că acest proiect să fie sprijinit financiar de către SC HIDROELECTRICA SA, filiala Cluj Napoca. Staţia pilot va fi proiectata de IPA –Institutul de Cecetare pentru Automatizări, filiala Cluj Napoca, şi Universitatea Tehnică Cluj-Napoca. Staţia pilot


HIDROEOL

RST


HIDROEOL-03 va avea în dotare un mini-sistem SCADA, şi un sistem de măsurare a vitezei vântului , pentru a funcţiona independent şi a stoca date măssurate digital. HIDROELECTRICA SA, filiala Cluj-Napoca, vrea să evidenţieze , prin studiile efectuate pe această staţie pilot, necesitatea pentru Sistemul Electroenergetic Românesc a realizării Hidrocentralei cu pompaj Tarniţa-Lăpuşteşti, pentru care există studiu de fezabilitate, dar încă nu s-au găsit bani pentru finanţarea proiectului. Realizarea acestui proiect ar avea următoaarele avantaje:

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

b. Asigurarea rezervei de putere pentru reglarea primară de frecvenţă şi reglarea secundară de frecvenţă în sistemul electroenergetic naţional;

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

d. alimentarea cu putere reactivă pentru reglarea tensiunii în sistemul electroenergetic. Compania HIDROELECTRICA a făcut deja un studio de pre-fezabilitate pentru realizarea Hidrocentralei cu acumulare prin pompaj de laTarniţa-Lăpuşteşti, şi a stabilit următoarele date generale :

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

• 15 % resurse proprii HIDROELECTRICA; • 50 % de la Banca Mondială; • 35 % prin alte împrumuturi comerciale ( EBRD s-a arătat interesată).

Această staţie pilot HIDROEOL poate fi folosită pentru studierea integrarii energiei eoliene în sistemul national de energie electrică, combinand noile sisteme de energii eoliene cu surse de putere cu capacitate de stocare a energiei, cum sunt hidrocentralele. In acest scop cea mai buna soluţie este combinarea investitiei în fermele de centrale eoliene, cu hidrocentralele cu acumulare prin pompaj. Romania are un nivel mic de putere instalată pe acest tip de hidrocentrale.

7.4. CONCLUZII PRIVIND PROIECTAREA SUBSISTEMULUI HIDRO

Analizând cele trei variante proiectate, se poate trage concluzia că singura variantă realizabilă cu fondurile alocate în contract pentru materiale este varianta 2. Varianta 3 nu se poate lua încă în calcul, deoarece nu avem un aranjament financiar cu HIDROELECTRICA SA pentru a participa şi ei la finanţarea execuţiei acestui proiect.

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


HIDROEOL

RST


8. ELABORAREA PROIECTULUI SUBSISTEMULUI EOLIAN

8.1. ALTE CONSIDERAŢII TEORETICE

8.1.1. Distribuţia Weibull

Distribuţia Weibull este foarte importantă pentru industria de vânt pentru că este capabilă să descrie variaţia vitezei vântului. Proiectanţii de turbine eoliene au avut nevoie de această informaţie pentru a putea optimiza proiectarea turbinelor de vânt pentru a putea minimaliza generarea preţurilor. Însă investitorii de turbine eoliene au nevoie de această informaţie pentru a putea estima venitul lor de la generaţia de electricitate.

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

Distribuţia Weibull foloseşte pentru calcularea probabilităţii vitezei vântului formula

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

( )⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

− kk

cx

cx

ckxp exp

1

, (8.1)

Pentru calculul puterii turbinei se dau detalii la sfirsitul capitolului.

Puterea înregistrată de la vânt: Energia de la vânt este de fapt energia potenţială pe

secundă care reprezintă puterea, care variază în comparaţie cu cubul (ridicarea la puterea a treia) vitezei vântului, care este proporţională cu densitatea aerului.

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

Figura 8.1. Distribuţia Weibull

Puterea toatală care intră în turbină

Puterea folositoare

Puterea rezultată de turbină


HIDROEOL

RST


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

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

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

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

8.1.2. Consideraţii despre pompa centrifugă

Funcţionarea pompei centrifuge Funcţionarea pompei centrifuge are loc astfel: arborele fiind antrenat de la o sursă

exterioară transmite rotorului o mişcare de rotaţie, orice particulă de lichid care se găseşte în contact cu rotorul, va fi proiectată către periferia acestuia, datorită forţei centrifuge ce acţionează asupra ei. Paletele au rolul de a dirija traiectoria particulei de lichid în aşa fel încât, la ieşirea din rotor, aceasta să posede o energie cinetică care să poată fi apoi transformată în energie potenţială de presiune. La ieşirea din rotor, particula de lichid este colectată în carcasa pompei, iar de aici în continuare este dirijată spre conducta de refulare. S-a realizat astfel o deplasare a particulei de lichid de la intrarea în rotor până în orificiul de refulare al pompei. Acelaşi principiu este valabil şi pentru o masă compactă de lichid, care sub acţiunea aceleiaşi forţe centrifuge, parcurge traiectoria dintre orificiul de aspiraţie al pompei şi cel de refulare, realizând un circuit continuu, şi prin acesta fenomenul de pompare.[1]

Din cele enunţate mai sus rezultă că o pompă centrifugă, pentru a putea funcţiona, lichidul trebuie să fie în permanenţă în contact cu rotorul, adică chiar de la începutul rotirii acestuia, în caz contrar nu mai poate avea loc deplasarea lichidului. Operaţia prin care se efectuează punerea în contact a lichidului din rezervorul de aspiraţie cu rotorul se numeşte „amorsare”. În cazul în care rotorul nu se găseşte în contact cu lichidul, ci numai cu mediul înconjurător, sau cu un gaz oarecare, datorită densităţii reduse a gazului, în comparaţie cu cea a lichidului, forţa centrifugă cu care este acţionată o particulă de aer spre periferia rotorului este mult mai mică, astfel că aceasta nu poate fi evacuată din conducta de aspiraţie pentru că lichidul să-i ia locul. Din această cauză pompa centrifugă prezintă inconvenientul de a nu se putea să se amorseze singură, sau în limbaj adecvat, să se „autoamorseze”.

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

Turaţia de antrenare a pompelor a manifestat în pemanenţă o tendinţă de creştere, oferind avantajul unui gabarit redus , dar ea nu poate depăşi totuşi anumite limite condiţionate de rezistenţa mecanică a materialului din care este confecţionat rotorul. O turaţie prea ridicată, deasemenea, prezintă dezavantajul înrăutăţirii condiţiilor de aspiraţie a pompei, cu toate urmările defavorabile pentru instalaţie.

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

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


HIDROEOL

RST


Realizează conversia energiei electrice mai întâi în energie cinetică, apoi în energie de presiune a unui fluid ce trebuie pompat. Energia totală dată lichidului este proporţională cu viteza prin rotor. Cu cât rotorul se învârteşte mai repede, sau cu cât acesta este mai mare, cu atât mai mare va fi viteza lichidului pe paletă, deci energia rezultată.

Componenetele pompei centrifuge

Figura 8.2. Pompa centrifugă

Elementele pompei sunt: 1. elemente fixe:

a. carcasa – poate fi în formă de spirală sau circulară; b. camera spiralată – adăposteşte rotorul; c. orificiile de aspiraţie, respectiv de refulare – sunt părţi ale carcasei;

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

• după direcţia de curgere faţă de axele de rotaţie: -curgere radială; -curgere axială; -curgere mixtă;

• după tipul de aspiraţie: -aspiraţie simplă – lichidul intră pe o singură parte în rotor; -aspiraţie dublă – lichidul intră simetric pe ambele părţi în rotor;

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

b. arborele – scopul principal al arborelui pompei centrifuge este acela de a transmite cupluri şi trebuie să facă acest lucru cu o abatere mai mică decât jocul minim dintre părţile rotative şi cele staţionare;


HIDROEOL

RST


3. elemente auxiliare: -lagăre; -etanşare; -inel de ungere.

Parametri funcţionali ai unei pompe centrifuge sunt:

Q – debitul de lichid pompat, cantitatea de lichid pe care o vehiculează, o transportă pompa în unitatea de timp, fiind exprimat de regulă în m3/h, m3/s sau l/s, l/min. În literatura de specialitate se distinge un „debit teoretic”, care este determinat de elementele constructive ale pompei şi de turaţia acesteia, şi un „debit real”, care ia în considerare pierderile prin interstiţii şi neetanşeităţi. Debitul unei pompe se caracterizează printr-un anumit grad de uniformitate, în funcţie de tipul constructiv al acesteia. Astfel, pompa al cărei organ de lucru are o mişcare de rotaţie continuă prezintă un grad mai scăzut de neuniformitate a debitului, pe când la pompa cu mişcare alternativă lichidul este debitat în regim pulsatoriu.

Prin grad de neuniformitate se înţelege raportul dintre diferenţa debitelor instantanee

maxime şi minime şi debitul mediu: medQ

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

debit cât mai uniform. H – înălţimea totală de pompare, exprimată în metri. Deoarece pompa lucrează întotdeauna într-o instalaţie, pentru alegerea ei este necesar să se cunoască înălţimea totală de pompare pe care o poate realiza. n – turaţia de antrenare a pompei, exprimată în rotaţii pe minut (rot/min, rpm); η – randamentul total al pompei exprimat în procente (%) sau într-un număr subunitar; NPSH (Net Positive Suction Head) – înălţimea energetică netă la aspiraţie, este o mărime hidrodinamică exprimată în metri; acest parametru impune condiţia limită de funcţionare în afara zonei de cavitaţie.

Cavitaţia reprezintă un fenomen ce poate avea loc în timpul funcţionării pompei şi este determinat de transformarea în vapori a lichidului din conducta de aspiraţie. Procesul de apariţie a cavitaţiei are loc astfel: în anumite condiţii (înălţime de apiraţie mare, temperatura lichidului ridicată, presiune atmosferică redusă la altitudini mari), presiunea lichidului din conducta de aspiraţie şi din interiorul pompei poate atinge, în unele zone, valori reduse, corespunzătoare presiunii de vaporizare a lichidului respectiv. Se produce astfel local vaporizarea lichidului, prin degajarea unor bule de aer care crează goluri (cavităţi) în masa de lichid. La pătrunderea acestora în zone cu presiuni ridicate, are loc un fenomen de „implozie” însoţit de condensarea vaporilor conţinuţi în bulele de aer. Ca urmare în masa de lichid se produc şocuri hidraulice locale şi suprapresiuni ce pot atinge valori impresionante, de ordinul sutelor sau chiar miilor de atmosfere. Cavitaţia se manifestă în exterior printr-o funcţionare defectuasă a pompei, prin zgomote puternice şi vibraţii caracteristice, debit pulsatoriu, creşteri bruşte ale puterii absorbite, etc. Deasemenea, în zonele în care se produc şocurile respective, suprafeţele pieselor pompei sunt supuse unor solicitări puternice care crează deformaţii ale materialului, fisuri, desprinderi de particule. Suprafaţa unei piese care a funcţionat în regim de cavitaţie se prezintă cu multe găuri şi scobituri caracteristice care evidenţiază fenomenul. În afară de efectele datorate acţiunilor mecanice, materialul este supus şi unei coroziuni


HIDROEOL

RST


intense, deoarece aerul dizolvat în lichid are un conţinut mai mare de oxigen decât aerul atmosferic. Rezultatele acestor acţiuni, mecanice şi chimice, conduc la distrugerea rapidă a pieselor pompei care au funcţionat în regim de cavitaţie. Din cercetările şi experimentele efectuate în scopul determinării cauzelor cavitaţiei şi lămuririi fenomenului, a rezultat că începutul cavitaţiei este precedat de o creştere a randamentului pompei şi a înălţimii de pompare. Cazurile de funcţionare în regim de cavitaţie sunt mult mai numeroase la pompele centrifuge, deoarece turaţia de antrenare a acestora este mult superioară în comparaţie cu cea a altor tipuri de pompe.

P – puterea absorbită la arborele pompei, exprimată în kW.

8.1.3. Efectele turbinei eoliene asupra mediului

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

înconjurător sunt: • vizuală – deteriorarea peisajului; • sonoră – zgomote produse de funcţionarea sau vibraţii ale elementelor (conductoarelor)

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

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

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

a) Poluarea vizuală

Impactul vizual este cea mai comună problemă referitoare la dezvoltarea turbinelor eoliene, şi a cărei rezolvare este dificilă. În general turbinele eoline nu pot fi ascunse, ele sunt vizibile şi fiecare individ le percepe într-un mod diferit. De către unele persoane acestea sunt percepute că şi „sculpturi vizuale dinamice”, iar de către alte persoane că şi „intruşi vizuali inacceptabili”.

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

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

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

Pot fi făcute următoarele generalităţi pentru a reduce impactul vizual, dar nu se pot da nişte reguli stricte:

• toate turbinele dintr-o fermă eoliană ar trebui să aibă aceeaşi mărime şi stil; • palele ar trebui să fie rotite în aceeaşi direcţie; • culorile deschise, alb şi gri, sunt culorile cele mai potrivite pentru toate părţile turbinei, în

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


HIDROEOL

RST


• în peisajele deschise, fermele eoliene pot fi un intrus minor, ochiul uman fiind atras de formele „artificiale” verticale, care privite de la distanţă, le fac să pară mai mari decât sunt în realitate. Informaţiile date autorităţilor care îşi dau consimţământul trebuie să includă în general

zonele de unde turbinele sau fermele eoliene pot fi vizibile, şi un număr de fotomontaje sau simulări ale potenţialului proiect din mai multe puncte de vizualizare. Acestea trebuie să conţină rapoarte cu privire la condiţiile de vreme şi pentru diferite ore, în scopul observării diferenţelor în orice condiţii.

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

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

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

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

De asemeni trebuie analizat impactul vizual al liniilor de distribuţie.”Camuflarea” liniilor electrice aeriene se aplică la traversarea şoselelor cu ajutorul unor zone împădurite sau pe un traseu folosind denivelările naturale ale solului.

Problema protecţiei mediului ambiant din punctul de vedere al poluării vizuale, a căpătat o atenţie deosebită în multe ţări. O atenţie deosebită în acest sens, se acordă în ţările cu un potenţial turistic ridicat. Astfel, în Elvetia au fost aprobate, la nivel federal, “Directive cu privire la protectia naturii şi a peisajului” în urma studiilor unui grup de lucru interdisciplinar privind transportul energiei electrice şi protecţia peisajului. Măsurile adoptate sunt destinate protecţiei naturii şi peisajului în sens global, pentru integrarea armonioasă în peisaj a instalaţiilor pentru transportul şi distribuţia energiei electrice. Directivele se adresează autorilor de proiecte, instituţiilor abilitate în evaluarea lor şi autorităţilor care eliberează autorizaţii de construcţie.

O situaţie deosebită, pentru aspectul estetic al peisajului este dată de intrările şi respectiv ieşirile liniilor electrice aeriene din staţiile de transformare. În faţa staţiei se formează o aglomerare de linii aeriene de diferite tipuri constructiv, apărute în etapele de dezvoltare a staţiei. b) Poluarea sonoră

Sursa de zgomot este multiplă: generatorul, cutia de viteze, contactul dintre nacelă şi turnul de suport (zgomot mecanic) şi zgomotul datorat rotirii palelor (zgomot aerodinamic).

Eforturile considerabile făcute în designul turbinelor eoliene au dus la reducerea semnificativă a zgomotului produs de acestea. Zgomotul aerodinamic a fost redus dramatic din anii 1990. La o distanţă mai mare de 200 de metri, sunetul palelor care se rotesc se confundă cu un zgomot de fond cum ar fi adierea vântului printre arbori. Zgomotul mecanic a fost deasemenea drastic redus la cele mai moderne turbine o dată cu îmbunătăţirea componentelor.

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


HIDROEOL

RST


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

Această generalizare nu este realistă în cazul turbinelor mari, care emit sunete de frecvenţe joase. De exemplu unii rezidenţi au depus plângeri, deşi erau la 2,5 km de cea mai apropiată turbină. Distanţa nu este întotdeauna un indicator al gradului de efect.

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

Instalaţiile electrice generează multiple efecte asupra organismului, în funcţie de parametrii intensitate, frecvenţă şi durată. Astfel, poluarea sonoră produsă de centralele şi reţelele electrice poate să aibă un caracter intermitent sau permanent. Dacă se depăşesc anumite limite, poluarea sonoră poate deveni nocivă pentru om, pornind de la generarea unui sentiment de frică şi mergând după caz până la pierderea totală sau parţială a auzului.

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

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

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

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

Liniile electrice aeriene de înaltă şi foarte înaltă tensiune sunt însoţite în funcţionarea lor de un zgomot specific determinat de descărcarea corona (descărcări electrice incomplete în jurul conductoarelor de tensiune). Ca orice descărcare electrică, acest fenomen este însoţit de zgomote şi emisie de lumină. Sub liniile aeriene de 220 kV şi 400 kV, că şi în staţiile de transformare cu aceleaşi tensiuni, se aud zgomote specifice, iar în unele cazuri noaptea, se observă şi efectul luminos al fenomenului. Descărcarea corona determină un zgomot a cărui intensitate depinde de raza conductorului (cu cât conductorul este de rază mai mică cu atât fenomenul corona este mai accentuat), de numărul de conductoare din fascicul şi de umiditatea atmosferică. Nivelul zgomotului audibil calculat variază între 40 şi 60 dB, în funcţie de tensiunea liniei electrice, de numărul de conductoare pe fază, de secţiunea conductoarelor, condiţiile meteorologice şi distanţa faţă de faza exterioară a liniei electrice. c) Poluarea electromagnetică

Descărcarea corona care apare în instalaţiile de înaltă şi foarte înaltă tensiune este însoţită de apariţia de o succesiune de impulsuri de curent de scurtă durată. Propagarea acestor curenţi determină, în jurul circuitelor parcurse, apariţia de câmpuri electromagnetice perturbatoare, de frecvenţă şi amplitudine diferite, şi care conduc la distorsionarea semnalelor utile ale emisiilor radio şi de televiziune. Poluarea electromagnetică este specifică instalaţiilor cu tensiunea nominală peste 220 kV şi prezintă o importanţă deosebită odată cu extinderea comunicaţiilor în domeniul frecvenţelor înalte şi foarte înalte.


HIDROEOL

RST


Perturbaţiile de înaltă frecvenţă determinate de descărcarea corona se manifestă atât în instalaţiile radio care funcţionează, în general, în banda de frecvenţă de (0,5...1,6) MHz, cât şi în cele de televiziune (24...216) MHz şi de telefonie de înaltă frecvenţă prin curenţi purtători.

Perturbaţiile în domeniul radio-frecvenţă depind de: gradientul de tensiune superficial al conductorului, de numărul şi dimensiunile conductoarelor din fascicul, de distanţa receptorului radio faţă de linia electrică de înaltă tensiune şi de condiţiile meteorologice. Pe timp frumos, nivelul perturbaţiilor radio, în cazul liniilor cu tensiunea nominală de 400 kV poate atinge 50 dB (la 20 m faţă de axul liniei şi raportat la 1 mV/m); pe timp de ploaie nivelul perturbator poate ajunge la 70 dB.

Pierderile prin descărcarea corona nu depind de puterea transmisă în instalaţie şi reprezintă câteva procente din capacitatea de transport a liniei. d) Emisiile de dioxid de carbon

Există emisii de dioxid de carbon, dar într-o cantitate extrem de mică, dar nu la producerea de energie electrică, ci la construcţia şi operaţuunilor de menţinere a turbinei eoliene. Emisia de dioxid de carbon are loc la fabricarea componenetelor turbinei eoliene şi la transportul acestora, la locul de amplasare a fermelor eoliene.

Efecte asupra comunicaţiilor

Radio, televiziunea şi transmiterea microundelor pot fi afectate în diferite feluri de turbinele eoliene luate individual sau de fermele eoliene, astfel: • turnul poate împiedica, relecta sau refracta undele electromagnetice folosite în sistemele de

telecomunicaţii; • palele pot avea efecte similare; dacă sunt confecţionate din metal sau dacă conţin părţi

metalice, palele se pot comporta că nişte antene; • generatorul poate produce interferenţe electromagnetice.

În general, aceste efecte pot fi diminuate, deoarece turnul şi palele sunt uşor curbate, şi vor dispersa, nu vor împiedica, reflecta sau refracta undele electromagnetice. Locaţia, dimensiunea şi designul turbinei sunt importante, depinzând de natura sistemelor de comunicaţie. Sistemele de comunicaţie care pot fi cel mai probabil afectate sunt acelea care operează cu fr4ecvenţa foarte înalte, în special sistemele de microunde care lucrează la frecvenţe până la 300 MHz. Acestea se bazează pe transmiterea informaţiei între emiţător şi receptor. Orice obstacol între aceste două puncte pot cauza interferenţe şi degradarea semnalului.

8.2. MODELUL SISTEMULUI CONSIDERAT

8.2.1. Model matematic al sistemului

Pentru realizarea simulării modelului experimental am pornit de la modelele matematice pentru fiecare element al lanţului de transmisie electro-energetic: • turbina eoliană, • cutia de viteze, • generatorul sincron, • motorul asincron şi respectiv pompa centrifugă, • sistemul de conducte de apă.


HIDROEOL

RST


Figura 8.3. Schema modelului

La presiunea atmosferică normală şi temperatura de 15°C, densitatea aerului constituie 1,225 kg/m3. însă cu creşterea umidităţii densitatea începe să crească. Aceasta este cauza producerii de către generatorul eolian a unei cantităţi mai mari de energie, la aceeaşi viteză a vântului, pe timp de iarnă, când densitatea aerului este mai mare decât vara.

Pe suprafeţele plasate mai sus de nivelul mării, de exemplu în munţi, presiunea atmosferică este mai mică, şi corespunzător este mai mică şi densitatea aerului, deci se produce o cantitate mai mare de energie pe suprafaţa palelor.

La baza determinării performanţei rotorului stă următoarea formulă:

( ) 3,2 WRpW AcP υϑλρ

= , (8.2)

unde: WP - puterea turbinei eoliene (W);

ρ - densitatea aerului (1,225 kg/m3);

Pc - coeficientul de performanţă; A - aria acoperită de pale (m2)

Wυ - viteza vântului (m/s). Puterea turbinei eoliene este direct proporţională cu suprafaţa, care depinde de diametrul

turbinei eoliene. Procesul de mărire a suprafeţei nu poate fi redus la simpla mărire a aripilor. Acest lucru poate părea o soluţie simplă de creştere a energiei turbinei dar mărind suprafaţa cuprinsă la rotire, creşte greutatea asupra sistemului, la aceeaşi viteză a vântului. Pentru că sistemul să reziste la greutate, trebuie întărite toate componentele mecanice ale lui, ceea ce duce la cheltuieli suplimentare[6].

Viteza vântului este cel mai important factor referitor la cantitatea de energie produsă de turbina eoliană. Puterea vântului este direct proporţională cu cubul vitezei vântului, astfel, dacă viteza se dublează, puterea creşte de 8 ori.

Coeficientul de performanţă poate fi exprimat:

( ) ( )ϑλϑϑ ,54321

6cxp ecccccc −−−−=

5.01 =c , WWc ωυ=2 , 03 =c , 022.04 =c , 6.55 =c , WWc ωυ17.06 = , x=2 (8.3)


HIDROEOL

RST


Wv - viteza vântului (m/s);

Wω - viteza unghiulară a turbinei (rot/min). Cuplul rotorului turbinei eoliene este dat de:

W

WW

PMω

= . (8.4)

8.2.2. Cutia de viteze

Cutia de viteze transformă turaţia joasă de la arborele primar al turbinei eoliene în turaţie

mai ridicată, regăsită la arborele secundar al generatorului sincron. Astfel are loc transformarea puterii mecanice, caracterizată prin cuplu mare şi viteză mică, specifice turbinei eoliene, în putere de viteză mai mare, dar cuplu mai mic, deoarece altfel viteza turbinei eoliene este prea mică, iar cuplul mai mare pentru a fi aplicate direct generatorului.

Randamentul cutiei de viteze este constant, putând fi considerat η=98%.

8.2.3. Generatorul sincron

Generatorul electric transformă energia mecanică preluată de la turbină în energie electrică. Pentru acest studiu s-a ales topologia de conversie bazată pe generator sincron. În acest fel se poate regla tensiunea de ieşire, necesară alimentării motorului asincron legat la pompa centrifugală şi se poate menţine motorul asincron într-un regim optim de funcţionare [2]. În figura 1.3.1. este reprezentată caracteristica mecanică a sarcinii (pompa centrifugală) suprapusă peste caracteristicile mecanice ale motorului asincron (obţinute pentru diverse frecvenţe ale tensiunii de alimentare).

Generatoarele electrice sincrone sunt echipate cu sisteme de excitare de curent continuu asociate cu regulatoare de tensiune, pentru a putea regla frecvenţa, tensiunea şi defazajul. Generatoarele sincrone pot lucra independent de reţea şi pot produce energie dacă sistemul de excitare este independent de reţea.

Figura 8.4. Caracteristica mecanica a pompei centrifugale suprapusă peste caracteristicile mecanice ale motorului asincron


HIDROEOL

RST


Randament, puteri şi pierderi ale generatorului sincron Schema echivalentă a generatorului sincron este reprezentată în figura 8.5.

0eU

sX R

U

I

Figura 8.5. Schema echivalentă a generatorului sincron

Aplicând teorema a doua a lui Kirchhoff în complex unei faze statorice, rezultă ecuaţia

următoare: IRUUUU eeae +=++ σ0 (8.5)

unde s-au folosit relaţiile: R - rezistenţa unei faze statorice;

0eU - tensiunea electromotoare complexă indusă într-o fază statorică la funcţionarea în gol de către fluxul magnetic inductor

0φ ;

eaU - tensiunea electromotoare complexă de reacţie, indusă într-o fază statorică de către fluxul magnetic de reacţie

aφ ;

IjXILjU aaea −=−= ω (8.6) unde:

aa LX ω= - reactanţa de reacţie a indusului;

σeU - tensiunea electromotoare complexă de scăpări indusă într-o fază statorică de către fluxul magnetic de scăpări;

ILjU e σσ ω−= (8.7) unde:

σσ ωLX = - reactanţa de scăpări a indusului; U - tensiunea complexă la bornele unei faze a generatorului; I - curentul complex dintr-o fază a statorului.

Ecuaţia devine: ( ) ( )IjXRUIjXjXRUU sae ++=+++= σ0 (8.8)

Suma dintre reactanţa de reacţie şi reactanţa de scăpări se numeşte reactanţă sincronă sX :

σXXX as += . (8.9)

Schema echivalentă conţine o sursă ideală de tensiune electromotoare 0eU înseriată cu o bobină ideală de reactanţă sX şi un rezistor de rezistenţă R . Deoarece rezistenţa R este mereu mai mică decât reactanţa sX , ea se poate neglija, schema echivalentă reducându-se la o sursă de tensiune electromotoare 0eU înseriată cu o bobină ideală de reactanţă sX .

Bilanţ energetic:


HIDROEOL

RST


Generatorul sincron absoarbe de la arbore puterea mecanică 1P , care este utilizatăm pentru învingerea frecărilor şi pentru antrenarea ventilatorului (pierderi mecanice mP ), iar în cazul existenţei excitatoarei pe arbore, o parte din putere este preluată de aceasta, exP .

Puterea electromagnetică transmisă de rotor statorului, va fi: exm PPPP −−= 1 (8.10)

Dacă din această putere electromagnetică se scad pierderile în cuprul statorului 2CuP , pierderile prin efect Joule-Lenz şi pierderile în circuitul magnetic statoric 2FeP , se obţine puterea activă utilă 2P debitată de generator:

( )221222 FeCuexmFeCu PPPPPPPPP +++−=−−= (8.11)

Cuplurile care apar în funcţionarea generatorului sincron sunt: Cuplul motor, definit că raportul dintre puterea mecanică 1P şi viteza unghiulară sincronă:

Ω= 1

1PM (8.12)

Cuplul electromagnetic: Ω

=PM (8.13)

Cuplul de funcţionare în gol: Ω

= 00

PM (8.14),

exFem PPPP ++= 20 , reprezintă puterea necesară acoperirii pierderilor la funcţionarea în gol.

Randamentul generatorului sincron:

∑+=

++++==

PIUIU

PPPPPP

PP

ll

ll

exCuFemG ϕ

ϕηcos3

cos3222

2

1

2 (8.15)

unde: lU şi lI reprezintă valorile eficace de linie ale tensiunii respectiv ale curentului debitat de generator.

Pentru generatoarele sincrone cu puteri nominale de până la 10 kVA randamentul este 0.85, pentru puteri cuprinse între 10 kVA şi 100 kVA, randamentul este între 0.9 şi 0.95, crescând până la valoarea de 0.985 pentru puteri nominale de 250 MVA.

8.2.4. Motorul asincron

Schema echivalentă a motorului asincron este reprezentată în figura de mai jos:

1R 2R

0R

1σX '2σX

0X

'21 ee UU −=−

1I 2I−

0I

1U

Figura 8.6. Schema echivalentă a motorului asincron


HIDROEOL

RST


Ecuaţiile de tensiuni sunt următoarele: 111111 IjXIRUU e σ++−= (8.16)

222220 IjsXIRU e σ−−= (8.17) unde:

1U - tensiunea complexă de alimentare a unei faze statorice;

1U şi sU 2 - tensiuni electromotoare complexe induse de câmpul magnetic rezultant util din întrefier într-o fază statorică, respectiv rotorică;

1R şi 2R - rezistenţele înfăşurărilor de fază statorică respectiv rotorică; 1I şi 2I - curenţii complecşi dintr-o fază statorică respectiv rotorică.

Prin împărţirea relaţiei (8.17) la alunecare rezultă:

2222

20 IjXIs

RU se σ−−= (8.18)

Ecuaţiile de funcţionare ale motorului asincron sunt: 111111 IjXIRUU e σ++−= (8.19)

'2

'2

'2

2'20 IjXI

sRUe σ−−= (8.20)

10'21 III =+ (8.21)

Pierderi şi randament Motorul asincron absoarbe de la borne puterea electrică:

1111 cos3 ϕIUP = (8.22) şi cedează la arbore puterea utilă 2P .

Datorită pierderilor puterea utilă a motorului asincron este mai mică decât puterea absorbită de la arbore, se notează:

21 PPP −=∑ (8.23)

unde: ∑P reprezintă suma pierderilor din motorul asincron. Această suma poate fi scrisă în mod explicit în funcţie de tipul de pierderi care apar în

motor: lmFeCuCu PPPPPP sup21 ++++=∑ (8.24)

unde: 1CuP - pierderile principale în conductoarele înfăşurării statorice;

2CuP - pierderile principale în conductoarele înfăşurării rotorice;

FeP - pierderile principale în oţel pentru regimul nominal;

ventfrm PPP += - pierderile mecanice datorate frecărilor şi ventilaţiei;

lPsup - suma pierderilor suplimentare.

turbcrtHFe PPP _+= , (8.25) unde:

HP - reprezintă pierderile prin histerezis;

turbcP _ -reprezintă pierderile cauzate de curenţii turbionari, care sunt proporţionale cu pătratul frecvenţei;

1CuP şi 2CuP în raport cu sarcina motorului se consideră că şi pierderi variabile;


HIDROEOL

RST


FeP , mP şi lPsup în raport cu sarcina motorului se consideră că şi pierderi variabile (dacă tensiunea de alimentare şi turaţia rămân aproximativ constante, variaţia acestor pierderi în raport cu sarcina este neglijabilă). Randamentul motorului asincron:

∑+=

PPP

2

2η (8.26)

( ) ( )22

2

~ fPctPPP

FeCu +≅+=η (8.27).

Randamentul motorului asincron la funcţionarea în regim nominal depinde de puterea,

turaţia şi tipul constructiv, ajungând la valori 95.0=ηN , pentru motoare de putere mare. La puteri şi turaţii mici randamentul este mai redus, cuprins între 0.8 şi 0.9.

8.2.5. Pompa centrifugă

În proiect s-a ales o pompă centrifugă deoarece aceste tipuri de pompe sunt folosite în contextul variaţiilor mari de turaţie, iar pompa trebuie să aibă o putere mai mică decât puterea turbinei eoliene pentru a se putea acoperi pierderile [1].

Putere. Randament Puterea unei pompe este dată de relaţia:

)(WQHgP ρ= (8.28) în care: g - acceleraţia gravitaţională (m/s2), g=9.8 m/s2; ρ - densitatea apei ( kg/m3); Q - debitul prin conductă (m3/s); H - înălţimea de pompare (m).

Pompa este antrenată de motorul asincron, al cărui putere trebuie să acopere atât puterea utilă a pompei cât şi puterea consumată pentru învingerea rezistenţelor datorate pierderilor interioare şi exterioare.

Pierderile interioare reprezintă suma tuturor pierderilor provocate de rezistenţele hidraulice, care apar la curgerea lichidului prin pompă, şi a pierderilor volumice care se datoresc scăpărilor prin interstiţii şi neetanşeităţi şi care au că rezultat vehicularea unei cantităţi de lichid mai mari decât cea debitată util. Pierderile exterioare sunt cele datorate frecărilor mecanice în lagăre, garnituri, glisiere, etc.

Puterea absorbită la arborele pompei este mai mare decât puterea utilă, iar raportul dintre cele două puteri reprezintă randamentul total al pompei, η .

Cu această relaţie se poate calcula puterea reală necesară pentru antrenarea unei pompe, atunci când se cunosc caracteristicile acesteia: debit maxim, înălţime de pompare corespunzătoare debitului şi randamentuil la punctul respectiv.

Randamentul total η , care influenţează puterea reală a pompei, poate fi descompus într-un număr de factori independenţi, care se datoresc pierderilor interioare şi exterioare arătate anterior.

Notând cu eh valoarea presiunii necesare pentru învingerea rezistenţelor hidraulice, create de curgerea lichidului prin pompă, atunci când lucrul mecanic al pompei este:

( )eh hHQL +⋅⋅= γ (8.29)


HIDROEOL

RST


( ) eeh

uh hH

HhHQ

HQLL

+=

+⋅⋅⋅

==γ

γη (8.30)

reprezintă randamentul hidraulic al pompei. Debitul real Q al pompei este mai mic decât debitul teoretic vQ , datorită scăpărilor prin

interstiţii şi neetanşeităţi. Rezultă randamentul volumic:

vv Q

Q=η (8.31)

Lucrul mecanic interior necesar pentru vehicularea debitului teoretic vQ la înălţimea

ehH + este: ( )evi hHQL +⋅= γ (8.32)

hvevi

ui hH

HQQ

LL ηηη ⋅=

+⋅== (8.33)

Relaţia (8.33) reprezintă randamentul interior al pompei. Pentru învingerea rezistenţelor exterioare este necesar un lucru mecanic exterior eL , care

împreună cu un lucru mecanic interior iL , reprezintă lucrul mecanic total tL efectuat de pompă.

t

im L

L=η (8.34)

Relaţia (8.34) reprezintă randamentul mecanic al pompei. Randamentul total al pompei este raportul dintre lucrul mecanic util şi lucrul mecanic

total:

mhvmi

hvi

t

u

LL

LL ηηη

ηηηη ⋅⋅=

⋅⋅== . (8.35)

Randamentul total al pompei este produsul randamentelor hidraulice, volumice şi mecanice. Randamentul hidraulic hη foloseşte pentru determinarea presiunii manometrice dezvoltate de pompă, în comparaţie cu presiunea teoretică rezultată din calcul. Randamentul volumic vη permite stabilirea debitului real faţă de cel calculat teoretic. Randamentul mecanic

mη foloseşte la determinarea puterii necesare învingerii rezistenţelor exterioare. Randamentul total η se utilizează în calcule pentru determinarea puterii motorului de antrenare.

Viteza de antrenare Este o caracteristică esenţială a acestora şi influenţează în mod direct parametrii

funcţionali: Q, H, P şi η , dar această influenţă se manifestă în mod diferit în funcţie de tipul constructiv şi de principiul de funcţionare a pompei. La pompele centrifuge variaţia caracteristicilor pompei în funcţie de turaţie este dată de:

2121 nnQQ = (8.36) ( )2

2121 nnHH = (8.37) ( )3

2121 nnPP = (8.38)

Se observă că: -debitul pompei variază proporţional cu turaţia; -înălţimea de pompare variază proporţional cu pătratul turaţiei; -puterea absorbită la arborele pompei variază proporţional cu cubul turaţiei.


HIDROEOL

RST


În cazul de faţă înălţimea este constantă, fiind stabilită iniţial la 20 m. De aceea rezultă:

kQHP = (8.39) QkkP hg= (8.40)

2

1

nnkkkP QHg ⋅= (8.41)

2

1

nnkP ⋅= (8.42)

adică, puterea este proporţională cu raportul turaţiilor. Pentru variaţii reduse de turaţii se poate considera că 21 ηη = . Pentru variaţii importante de turaţie, determinarea valorii randamentului se face cu

ajutorul unei relaţii stabilite empiric: ( )( ) 101

2112 11 nnηη −−= (8.44) Se observă că la creşteri importante ale turaţiei randamentul se îmbunătăţeşte şi că

randamentul variază în limite mai mari la turaţii inferioare.Paralel cu mărirea turaţiei creşte şi viteza lichidului în conducta de aspiraţie şi implicit pierderile hidraulice, ceea ce conduce în final la înrăutăţirea condiţiilor de aspiraţie a pompei.În programul Matlab s-a determinat un randament global al pompei centrifuge, pe baza formulelor empirice din modelul matematic. Pentru turaţia nominală s-a considerat un randament de 80%.

Programul pentru determinarea randamentului pompei în Matlab: n1=1; n2=0:0.01:1.2; rand1=0.8; %randamentul la turaţie nominala n=n1; rand2=1-(1-rand1)*(n1./n2).^0.1; plot(n2, rand2,'-k','LineWidth',3); grid;

Rezultă următoarea variaţie a randamentului în funcţie de turaţie:

Figura 8.7. Randamentul pompei centrifuge în funcţie de turaţie


HIDROEOL

RST


8.2.6. Conducta

Pierderi prin frecare Tranziţia de la flux laminar la flux turbulent se face ţinând seama de viteza fluidului,

diametrul conductei şi vâscozitate. Această dependenţă poate fi scrisă cu ajutorul numărului lui Reynolds, care are expresia următoare în cazul unei conducte circulare:

vVDNR

⋅= (8.45)

unde: D [m] – diametrul conductei; V [m/s] – viteza relativă a apei ; v [m2/s] – vâscozitatea cinematică a fluidului.

VDVrVAQ4

442

2 ππ ==⋅= (8.46).

Experimental s-a descoperit că, pentru conductele circulare, valoarea critică a numărului lui Reynolds este de aproximativ 2.000, variind în funcţie de condiţiile în care s-a efectuat experimentul. Rezultă, deci, faptul că avem un interval de tranziţie şi nu doar un singur punct. Aplicând principiul conservării maselor unui volum controlat, între două secţiuni perpendiculare pe axele sale, rezultă următoarea ecuaţie:

gV

DLfhf 2

2

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= (8.47)

unde: f - factor de frecare, adimensional; L[m] – lungimea conductei; D [m] – diametrul conductei; V[m/s] – viteza relativă a apei; g[9,81m/s2] – acceleraţia gravitaţională.

Pentru curgerea laminară f poate fi calculat cu următoarea relaţie:

RNVD

f 6464==

ρµ (8.48)

Din acestă relaţie rezultă că în curgerea laminară factorul f este independent de rugozitatea pereţilor şi invers proporţional cu numărul lui Reznolds. Dacă f scade când RN creşte, nu înseamnă că crescând viteza, scad pierderile datorate frecării. Înlocuind f valoarea lui fh devine:

gDLV

gV

DL

VDhf 2

2 322

64ρ

µρ

µ=××= (8.49)

2

21

RfN=µ (8.50)

Înlocuind RN ,

2

3

LvhgD f=µ (8.51)

Se mai poate folosi şi formula lui Manning:

333,5

2229,10D

QnS = (8.52)


HIDROEOL

RST


unde: -n este coeficientul de rugozitate al lui Manning, -Q este debitul prin conductă, -D diametrul conductei, -S panta hidraulică în metri liniari.

În tabelul următor putem studia coeficientul lui Manning pentru diferite conducte care se găsesc în comerţ .

Tipul conductei n Oţel sudat 0,012 Polietilenă 0,009 PVC 0,009 Azbociment 0,011 Fontă cu grafit nodular 0,015 Fontă 0,014 Lemn 0,012 Beton turnat (forme de oţel, cu racorduri fine)

0,014

Tabelul 8.1 Coeficientul lui Maning pentru diferite tiăuri de conducte

LShf ⋅= m (8.53) Pierderile în coturi

Curgerea apei prin coturi, exercită o presiune crescută de-a lungul peretelui exterior şi o presiune mai scăzută de-a lungul peretelui interior. Acest dezechilibru de presiune cauzează un curent secundar aşa cum se poate observa în figură. Acest ansamblu de mişcări – curentul longitudinal şi curentul secundar – produce o curgere spiralată care, după o lungime a conductei egală cu aproximativ 100 x diametrul conductei, este disipată de frecarea datorată vâscozităţii lichidului. Pierderea de cădere ce apare în aceste condiţii depinde de raza cotului şi de diametrul conductei. În plus, având în vedere circulaţia secundară, există şi o pierdere de frecare secundară, ce depinde de rugozitatea relativă d

e . În figura 2.11 se poate observa valoarea lui Kb pentru

valori diferite ale raportului dR şi ale rugozităţii relative d

e .

De asemenea, în cazul conductelor de oţel fără sudură, valoarea pierderilor în coturi cu unghiuri sub 90o, este aproximativ proporţională cu mărimea unghiului cotului. Pierderile datorate valvelor

Valvele sau porţile sunt folosite în pentru izolarea unei componente şi în general au două stări de bază: complet închise, complet deschise.

Reglarea curgerii este atribuită vanelor de distribuţie sau valvelor cu ac ale turbinei. Pierderile de cădere produse de curgerea apei printr-o valvă deschisă depinde de tipul şi de construcţia acesteia.

În figură se pot studia valorile lui KV pentru diferite tipuri de valve. Vkh vv ⋅= . (8.54)

Se foloseşte valva robinet cu bilă 05,0=vk .


HIDROEOL

RST


Figura 8.8. Calculul pierderilor în coturi

Figura 8.9. Tipuri de valve

Pierderile totale Pierderile totale reprezintă suma pierderilor prin frecări, în coturi, datorate valvelor.

vcf hhhh ++= . (8.55) Înălţimea care va fi folosită va fi egală cu înălţimea reală la care se adaugă o înălţime necesară pentru a învinge pierderile.

hHHt += . (8.56)

8.3. UTILIZAREA MATLAB/SIMULINK PENTRU REALIZAREA SIMULĂRII MODELULUI MATEMATIC

8.3.1. Elaborare software

Simularea modelului este realizată utilizând programul Matlab/Simulink şi folosind în

principal librăria Powersis. Schema acestui model este prezentată în figura 8.8.


HIDROEOL

RST


Turbina EOL

Turatie [RPM]

Viteza vant (m/s)

Tm [Nm]

Pm[W]

Scope 9

Scope 8

Scope 7

Scope 6

Scope 5

Scope 4

Scope 3

Scope 2

Scope 1

RampPompa Centrifuga

TmPu[W]

nm

MA

Tem

nm

Tm

ns

viteza _vant

-K-

GS

Tm

ns

Tem

nm

viteza _vant

Cutie viteza

Tm_in

n_in

Tm_out

n_out

Figura 8.8. Schema bloc a simulării

Elementele lanţului de transmisie electro-energetic: turbina eoliană, cutia de viteze,

generatorul sincron, motorul asincron, respectiv pompa centrifugă sunt modelate după cum urmează: Turbina eoliană

Figura 8.9. Fereastra de alegere a parametrilor specifici turbinei eoliene


HIDROEOL

RST


Cutia de viteze

Figura 8.10. Fereastra Simulink pentru cutia de viteze Generatorul sincron

Figura 8.11. Fereastra Simulink pentru generatorul sincron


HIDROEOL

RST


Motorul asincron

Figura 8.12. Fereastra Simulink pentru motorul asincron Pompa centrifugă

Putere utila -hidro

Pn=2.2kWnn=1500 rpm

nm2

Pu[W]1

rpm ->rad /s

-K-

rpm ->p.u.

-K-

randament

f(u)

nn

1500

Tn

-C-

Scope 5

sqrt

Divide

Tm1

randament total

Figura 8.12. Schema bloc a modelului matematic al pompei centrifuge

Din caracteristica pompei rezultată din simulare, reprezentată în figura se observă că puterea pompei creşte o dată cu creşterea turaţiei.


HIDROEOL

RST


Figura 8.13. Caracteristica pompei rezultată din simulare

Simularea arată următorul lucru, şi anume: la suprapunerea caracteristicii pompei obţinută din simulare peste caracteristica de funcţionare a turbinei eoliene la diferite viteze ale vântului, caracteristica pompei se află pe punctele de maxim ale turbinei eoliene, după cum se observă în următoarea figura obţinută tot cu ajutorul programului Matlab Simulink:

Figura 8.14. Caracteristica turbină-pompă

8.3.2. Alegerea turbinei eoliene şi pompei hidraulice Turbina eoliană

Pentru modelul experimental am ales o turbină eoliană Westwind (cu 3 palete şi ax orizontal), cu puterea de 3 kW . În tabelul 8.3 sunt prezentate datele tehnice ale acestei turbine eoliene, iar în tabelul 8.3 puterea acestei turbine pentru diferite viteze ale vântului [4]. În figura 8.15 este prezentată dependenţa puterii turbinei eoline în funcţie de viteza vântului [8].


HIDROEOL

RST


Caracteristici specifice 3 kW Viteza vântului de start 2.0 m/s Viteza medie de început 2.7 m/s Viteza medie finală 17 m/s Viteza vântului de încheiere nu există Puterea nominală 3 kW Turaţia 150-900 rpm Diametrul rotorului 3.6 m Greutatea 190 kg Protecţia aripilor Se inchide automat în caz de defect Materialul aripilor Fibră de sticlă consolidate cu plastic Tipul înfăşurării Conectare trifazată în stea Tensiuni disponibile 48V, 96V, 110V, 120V Material magnetic Ne-Fe-B

Tabelul 8.2. Datele turbinei Westwind

Tabelul 8.3. Caracteristica

turbinei eoliene

Figura 8.16. Variaţia puterii turbinei eoliene în funcţie de viteza vântului

Viteza vântului (m/s)

Puterea (kW) Viteza vântului

(m/s)

Puterea (kW)

0 0 10 1.62 2 0 10.5 1.75 3 0.006 11 2 3.5 0.05 11.5 2.2 4 0.1 12 2.4 4.5 0.15 12.5 2.5 5 0.22 13 2.75 5.5 0.3 13.5 2.85 6 0.33 14 3 6.5 0.44 14.5 3.1 7 0.55 15 3.15 7.5 0.7 15.5 3.2 8 0.82 16 3.18 8.5 1 16.5 3.15 9 1.2 17 3 9.5 1.32


HIDROEOL

RST


Figura 8.17. Pompa Combiflex

Pompa centrifugă La alegerea pompei centrifuge trebuie să se ţină seama de puterea pompei, în aşa fel încât

aceasta să fie mai mică decât puterea turbinei eoliene pentru a se acoperi pierderile pe parcursul lanţului electro-energetic. Datorită acestui fapt s-a ales o pompă centrifugă verticală Combiflex, conform DIN 24255, recomandată pentru lichide curate, cu vâscozităţi mici [7], (fig. 8.17), ale cărei caracteristici sunt redate în tabelul 8.4. Multiple opţiuni de montare (pe podea, pe perete) Opt posibile poziţii între conexiunile de aspirare şi evacuare Etanşare mecanică conform DIN 24960 Întreţinere uşoară Demontare şi reansamblare uşoară din partea superioară a pompei Gamă largă de etanşări ale axului

Carcasa Fontă, bronz

Rotor Fontă, bronz, alu-bronz

Debit maxim 1500 m3/h

Înălţimea maximă de pompare 140 m

Temperatura maximă a lichidului pompat 110°C

Presiunea maximă de operare 10 bar

Turaţia maximă 360 rpm

Tabelul 8.4. Datele pomei Combiflex

8.3.3. Calculul sistemului considerat

Calculul pierderilor în conductă

Se consideră înălţimea fixă de pompare de 20 m, pe o conductă de diametrul de 200 mm, conducta având următoarea structură, reprezentată în figura 8.18:


HIDROEOL

RST


Figura 8.18. Structura conductei

Pompa are puterea nominală egală cu Pn=2,2 kW

smHg

PQ n /011.0208.91000

2200 3=⋅⋅

=⋅⋅

=ρ

(8.56)

unde: g - acceleraţia gravitaţională, exprimată în m/s2,g=9.8 m/s2; ρ - exprimat în kg/m3 reprezintă densitatea specifică a apei; Q - exprimat în m3/s, reprezintă debitul prin conductă; H - în m, înălţimea de pompare.

mmmD 2.0200 == ; D – diametrul conductei

Rezultă că viteza relativă a apei este de:

smDQv /35.0

2.0011.044

22 =⋅

==ππ

(8.57)

Pierderile prin frecare

Acestea se calculează folosind formula lui Manning:

6333.5

22

333,5

22

10577.92.0

011.00012.029.1029,10 −⋅=⋅⋅

==D

QnS (8.58)

unde: n este coeficientul de rugozitate al lui Manning.

LShLh

S ff ⋅=⇒= (8.59)

fh - pierderile prin frecare; L – lungimea tronsonului de conductă.

Pierderile prin frecare pe primul tronson al conductei, L1=10m: mLShf

5611 10577.91010577.9 −− ⋅=⋅⋅=⋅= (8.60)

Pierderile prin frecare pe al doilea tronson de conductă, L2=100m:

mLShf46

22 10577.910010577.9 −− ⋅=⋅⋅=⋅= (8.61)


HIDROEOL

RST


Pierderile prin frecare pe al treilea tronson de conductă, L3=5m:

mLShf 000048.0510577.9 633 =⋅⋅=⋅= − (8.62)

321 ffff hhhh ++= (8.63) mhf 0011.0= (8.64)

Pierderile în valvă

mVkh vv 14.08.205.0 =⋅=⋅= (8.65) unde:

vh - pierderile în valvă;

vk - coeficient care depinde de tipul de valvă, în acest caz valvă cu bilă.

Pierderile în cot În structura conductei sunt considerate două coturi de raze egale, deci pierderile pe cele

două coturi vor fi egale. Pierderile prin primul cot:

Unghiul cotului este o26=α

mkh bc 035.0902612.0

901 =⋅=⋅=α (8.66)

mhc 035.02 =

Pierderile totale prin coturi sunt: 21 ccc hhh +=

mhc 07.02035.0 =⋅= (8.67)

Pierderile totale prin conductă sunt egale cu suma pierderilor prin frecare, prin valve, şi respectiv prin coturi.

cvf hhhh ++= (8.68) mh 088.007.00175.00011.0 =++= (8.69)

Din calculul acestor pierderi pe conductă rezultă o înălţime suplimentară care se adaugă

la înălţimea conductei. Această înălţime se va lua de 0.1 m. Rezultă că înălţimea totală a conductei este:

hHHt += (8.70) mHt 1.201.020 =+= (8.71)

Recalcularea puterii utile a pompei Din cauza acestor pierderi trebuie recalculată puterea utilă a pompei pentru a fi capabilă

să pompeze apă la înălţimea de 20.1 m. tu HQgP ⋅⋅⋅= ρ (8.72)

kWWPu 117.278.21163.20088.010008.9 ==⋅⋅⋅= (8.73)


HIDROEOL

RST


Analizarea cazului cel mai devaforabil Considerând un debit minim de smmlQ /0001.0/1.0 3== se obţine următoarea

putere minimă, necesară pentru a putea pompa acest debit: tHQgP minmin ρ= (8.74)

WP 7.191.200001.010008.9min =⋅⋅⋅= Pentru a afla puterea minimă necesară turbinei eoliene pentru a putea pompa acest debit minim, această putere obţinută se va împărţi la randamentul pompei, la randamentul motorului asincron.

Mp

GPP

ηη ⋅= min

min (8.75)

96.3682.065.0

89.19min =

⋅=GP W

Din graficul turbinei eoliene alese (figura 8.16), corespunzător acestei puteri se obţine o viteză a vântului egală cu 3,5 m/s.

Cunoscând viteza medie de început a turbinei egală cu 2.7 m/s (tabelul 8.2) corespunzătoare turaţiei de început de 150 rot/min, rezultă că pentru viteza de 3,5 m/s corespunde o turaţie de 194 rot/min, care se încadrează în limitele turbinei eoliene alese.

Sub această viteză a vântului de 3,5 m/s, respectiv sub turaţia de 194 rot/min sistemul nu poate funcţiona.

Încadrarea sistemului într-o situaţie concretă Se va analiza funcţionarea sistemului într-o situaţie concretă, respectiv pentru o perioadă

determinată de timp. Se va calcula volumul total de apă pompat în bazinul superior în decursul unei luni şi respectiv energia potenţială a apei din bazin. S-a avut la dispoziţie distribuţia vitezei vântului pentru luna februarie (fig. 8.19).

Pornind de la turaţia minimă de 194 rot/min, de la care sistemul poate funcţiona (determinată în paragraful precedent), rezultă din calcule, pe baza dependenţei puterii electrice a generatorului sincron în funcţie de viteza vântului (fig. 8.16), a randamentelor corespunzătoare şi a timpilor totali pentru care se obţin diverse viteze ale vântului (fig. 8.19), debitele corespunzătoare:

HgPQ PMGv

v ⋅⋅⋅⋅

=ρ

ηη (8.76)

vvv tQV ⋅= (8.77)

∑ ⋅= vvT tQV (8.78)

unde: Qv – debitul corespunzător vitezei vântului v;

tv – numărul de ore în care vântul a avut viteza v;

Vv – volumul apei pompate la viteza vântului v;

VT - volumul total de apă pompat în bazin în decursul lunii februarie.


HIDROEOL

RST


Din calcule rezultă că volumul total al apei pompate în bazinul superior în decursul lunii februarie este de 4317,14 m3. Se remarcă faptul că din numărul total de ore al lunii februarie (672 ore), 581,55 ore turbina eoliană funcţionează.

Figura 8.19. Curba de densitate pentru luna februarie

v (m/s) (fig.2.9)

Pe (kW) (fig. 2.9)

QV(m3/s)

Pp(kW)

tV (ore)

Vv=QV* tV (m3)

4 0.1 0.000270586 0.0533 104.4 101.6969845 4.5 0.15 0.000405879 0.07995 62.64 91.52728602

5 0.22 0.000595289 0.11726 44.6 95.57957965 5.5 0.3 0.000811758 0.1599 35.09 102.5444593

6 0.33 0.000892933 0.17589 28.51 91.64710143 6.5 0.44 0.001190578 0.23452 24.13 103.4231057

7 0.55 0.001488222 0.29315 23.4 125.3678343 7.5 0.7 0.001894101 0.3731 22.66 154.513177

8 0.82 0.002218804 0.43706 26.32 210.2361109 8.5 1 0.002705858 0.533 28.51 277.7184892

9 1.2 0.00324703 0.6396 34.36 401.6446421 9.5 1.32 0.003571733 0.70356 35.09 451.1956211 10 1.62 0.004383491 0.86346 31.43 495.9832068

10.5 1.75 0.004735252 0.93275 27.05 461.1188699 11 2 0.005411717 1.066 21.93 427.2442278

11.5 2.2 0.005952889 1.1726 14.62 313.3124337 12 2.4 0.00649406 1.2792 8.04 187.9640816

12.5 2.5 0.006764646 1.3325 5.12 124.685958 13 2.75 0.007441111 1.46575 2.19 58.66571733

13.5 2.85 0.007711697 1.51905 1.09 30.26069753 14 3 0.008117575 1.599 0.37 10.81261042

14.5 3.1 0.008388161 1.6523 15 3.15 0.008523454 1.67895

15.5 3.2 0.008658747 1.7056 16 3.18 0.00860463 1.69494

16.5 3.15 0.008523454 1.67895 17 3 0.008117575 1.599

Total ore 581.55 Volumul total 4317.142194


HIDROEOL

RST


VT (m3)

Tabelul 8.5. Calculul volumului total al apei pompate Energia potenţială a apei din bazinul superior, Ep, este dată de relaţia:

HgVHgmE TTp ⋅⋅⋅ρ=⋅⋅= , (8.79)

unde: mT – masa de apă (mT = ρ.VT), g – acceleraţia gravitaţională (g = 9,8 m/s2), H – înălţimea de pompare (m).

22,2361,208.914,43171000 =⋅⋅⋅=pE kWh (8.80)

8.3.4. Analizarea randamentului global al lanţului de conversie energetică În modelul analizat (fig.8.20) turbina eoliană este utilizată exclusiv pentru pomparea apei

în bazinul superior al centralei hidroelectrice.

v

Figura 8.20. Schema lanţului de conversie energetică pentru modelul considerat

Sistemul analizat, pornind de la volumul de aer care antrenează turbina eoliană şi

terminând cu generatorul electric antrenat de turbina hidraulică, este alcătuit din trei subsisteme:

- turbina eoliană cu generatorul sincron, - motorul asincron cu pompa centrifugă, sistemul de conducte al apei pompate şi bazinul

superior de acumulare, - sistemul de ţevi, turbina hidraulică şi generatorul electric.

Considerăm că şi putere de intrare cea a volumului de aer Va, care se deplasează cu viteza Wυ şi care antrenează turbina eoliană având aria efectivă AR:

30 2 wRAP υ

ρ= (8.81)

Puterea generată de turbină diferă de puterea 0P prin coeficientul de performanţă Pc :

( ) 3,2 WRpW AcP υβλρ

= (8.82)

unde:


HIDROEOL

RST


0P - puterea masei de aer (W)

WP - puterea turbinei eoliene (W); ρ - densitatea aerului (1,225 kg/m3);

Pc - coeficientul de performanţă; A - aria acoperită de pale (m2)

Wυ - viteza vântului (m/s). Coeficientul de performanţă Cp depinde de raportul variaţiei vitezei λ şi de unghiului de

inclinare al palei în raport cu axa rotorului β . Raportul variaţiei vitezei λ este dat de formula:

W

R

W

P Rυ

⋅ω=

υυ

=λ (8.83)

unde: Pυ - viteza periferică a palelor turbinei (m/s),

Wυ - viteza vântului (m/s),

Rω - turaţia la arborele primar al turbinei eoliene (rot/min), R -raza palei turbinei (m). Variaţia coeficientului de performanţă CP în funcţie de λ şi având peβ ca parametru, este

prezentată în fig.8.21.

nomλ

λ

00=β

05=β010=β

015=β020=β

Figura 8.21. Caracteristica Cp=f( λ ) pentru diferite valori a lui β

Conform [6], valoarea maximă a lui Cp este 0,593 dar din cauza pierderilor aerodinamice care diferă în funcţie de construcţia rotorului, valoarea obtinută în practică pentru Cp este mai mică, fiind cuprinsă între 0.4 şi 0.5 pentru turbinele eoliene cu trei pale.

Pentru turbina eoliană de 3 kW vom adopta Cp=0,4. Arborele rotoric al generatorului sincron este cuplat la turbina eoliană prin intermediul cutiei de viteze, pentru se consideră un randament de CVη =0,98.

Se adoptă pentru randamentul generatorului sincron (cu putere mai mică de 10 kV) valoarea de GSη =0,85.


HIDROEOL

RST


În acest caz puterea generată la bornele generatorului sincron, ţinând cont de randamentele elementelor lanţului de conversie energetică, va fi:

0PcP GSCVpet ηη= (8.84)

unde: Pet- puterea electrică la arborele generatorului sincron (W),

Pc - coeficientul de performanţă,

CVη - randamentul cutiei de viteze,

GSη - randamentul generatorului sincron,

0P - puterea masei de aer (W).

00 33,085,098,04,0 PPPet ⋅=⋅⋅⋅= (8.85)

Ţinând cont că turaţia maximă a pompei centrifuge este de 360 rot/min, se va alege un motor asincron cu patru perechi de poli, având un randament MASη cuprins între 82 % şi 84 %, valoarea minimă obţinându-se la funcţionarea la sarcini parţiale.

La turaţia nominală, randamentul pompei centrifuge este PCη =80 %. Dacă considerăm randamentul sistemului de transmisie al apei prin conducte STη =80 %,

atunci puterea necesară pompării apei în bazin BHP este dată de relaţia:

etSTPCMASBH PP ⋅η⋅η⋅η= (8.86) În conformitate cu relaţia (8.84), expresia finală pentru puterea necesară pompării apei în bazin este:

0PcP STPCMASGSCVpBH ⋅η⋅η⋅ηηη= (8.87) Randamentul lanţului conversiei energetice necesar pompării apei în bazinul superior

este dat de relaţia:

1000

⋅=ηP

PBHBH [%] (8.88)

Înlocuind cu valorile corespunzătoare se obţine valoarea: 1710017,01008,08,082,085,098,04,0 =⋅=⋅⋅⋅⋅⋅⋅=ηBH % (8.89)

Dacă considerăm în continuare şi transformarea energiei hidraulice în energie electrică în cadrul centralei hidroelectrice, şi dacă considerăm că debitul apei turbinate este acelaşi cu cel al apei pompate, rezultă puterea la consumator PS: BHGETHS PP ηη= (8.90) unde: THη - randamentul turbinei hidraulice, GEη - randamentul generatorului electric.

Randamentul total 1001000

⋅ηηηηηηη=⋅=η GETHSTPCMASGSCVpS

T cPP

[%] (8.91)

Considerând pentru turbina hidraulică un randament de 80 % şi pentru generatorul electric un randament de 85 %, rezultă că randamentul total este de: 1210085,08,08,08,082,085,098,04,0 =⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅=ηT % (8.92) Deşi s-a arătat că soluţia bazată pe turbină eoliană utilizată exclusiv pentru pomparea apei în bazinul superior al centralei hidroelectrice poate fi viabilă din punct de vedere tehnic,


HIDROEOL

RST


randamentul total al sistemului hibrid este mic, de numai 12 %, ceea ce arată ineficienţa unei astfel de soluţii. Prin urmare, se propune adoptarea şi analizarea soluţiilor: 1. Legarea turbinei eoliene la reţeaua publică (fig. 8.22)

Figura 8.22. Turbină eoliană cu legare în reţea

Deoarece la amplarea în teren a turbinei eoliene este esenţial să se ţină cont de potenţialul sursei primare de energie (vânt), nu întotdeauna turbina eoliană poată fi plasată imediat în vecinătatea bazinelor de acumulare ale centralelor hidroelectrice. Turbinele eoliene pot fi plasate şi la distanţă de aceste bazine, existând posibilitatea de a aduce energia electrică generată de turbinele eoliene utilizând liniile electrice ale reţelei de transport (distribuţie) a energiei electrice. În această idee, unalt argument în favoarea soluţiei propuse este legat de conversia eficientă a energiei eoliene. Pentru situaţia în care reţeaua cere energie şi turbina eoliană dispune de energie în acel moment, aceasta va fi furnizată direct. În felul acesta, în loc de un randament de în jur de 15-20 %, va rezulta un randament de 48 % (vezi rel. 5.4), adică de peste două ori mai mare. Când nu este cerere de energie în reţea, energia eoliană va fi folosită pentru stocare. 2. Legarea turbinei eoliene prin convertor de frecvenţă (fig. 8.23)

Figura 8.23. Legarea turbinei eoliene prin convertor de frecvenţă De pe caracteristica randamentului pompei hidraulice în funcţie de turaţie se observă că

randamentul variază pronunţat la turaţiile joase. De aceea, la viteze mici ale vântului se poate adopta soluţia includerii unui convertor de frecvenţă, care să ridice frecvenţa de alimentare a motorului asincron corespunzător, astfel încât randamentul pompei hidraulice să rămână aproximativ acela corespunzător turaţiei nominale. Avantajul acestei soluţii este şi acela că se poate dimensiona convertorul la 30 % din puterea nominală.


HIDROEOL

RST


Modelarea de mai sus a fost efectuată pe durata unei luni. Pentru o modelare pe un an, modelul poate fi extins cu uşurinţă, considerându-se date pentru valorile medii multianuală ale celorlalte luni din an (obţinute prin măsurare). S-a utilizat modelul unei luni deoarece prin modelarea lunară se poate obţine cu o precizie ridicată estimarea producţiei de energie. În felul acesta previziunile pot fi folosite pentru marketing-ul producţiei de energie.


HIDROEOL

RST


9. REZUMATUL ŞI CONCLUZIILE ETAPEI A II-A

S-au îndeplinit toate obiectivele etapei, s-au proiectat 5 variante de staţii pilot, s-a realizat fizic si funcţional o staţie de achiziţie a datelor despre vânt ON Line, cu RTU inteligent, intr-o reţea deschis. In finalul etapei, trebuie reţinut:

1. S-a definit o funcţie de rigiditate a SEN-ului si pe baza căruia s-a calculat capacitatea de energie eoliana ce poate fi adăugata sistemului fără a deteriora performantele de calitate ale SEN. In consecinţă, România trebuie sa fie pregătita pana la intrarea in funcţiune a celor 2 generatoare nucleare, prognozata in 2012 (2014), sa aibă cel puţin 1GW de facilităţi de conservare a energiei. 2. Noi modalităţi de conservare: aerul comprimat si încălzirea directa a apei de consum au fost luate in considerare. Încălzirea directa a apei de consum pe lângă stocarea cu pompe ridica randamentul total al ansamblu hibrid. 3. Cu cat ne apropiem mai mult de centrale electrice situate in munţi, ne apropiem mai mult de reţeaua naţionala electrica, unde exista cai de comunicare bune. Unde posibilităţile de a combina puterea hidro si cea eoliana, conduc la un superlativ din punct de vedere economic. S-a demonstrat ca in cazul amenajării Săcuieu - Drăgan, unde Ht / Hp = 3,19 , energizarea pompelor cu ajutorul energiei eoliene ar conduce la un randament supraunitar! 4. Am realizat o staţie de vânt (direcţie, viteza) cu date accesibile prin internet. 5. Am demonstrat cu un material amplu si mai ales cu date achiziţionate cu staţia proprie necesitatea unor staţii de vânt locale pentru o decizie economica corecta. 6. UTCN a proiectat 3 variante de staţii pilot. Analizând cele trei variante proiectate, am tras concluzia că singura variantă realizabilă cu fondurile alocate în contract pentru materiale este varianta 2. Varianta 3 se poate lua încă in calcul, dupa semnarea unui parteneriat cu HIDROELECTRICA SA. 7. UTBv a modelat matematic ansamblu hibrid. Modelarea a fost efectuată cu date pe durata unei luni. Pentru o modelare pe un an, modelul poate fi extins cu uşurinţă, considerându-se date pentru valorile medii multianuală ale celorlalte luni din an (obţinute prin măsurare). S-a utilizat modelul unei luni deoarece prin modelarea lunară se poate obţine cu o precizie ridicată estimarea producţiei de energie. În felul acesta previziunile pot fi folosite pentru marketing-ul producţiei de energie. Toate acestea ne pot conduce spre o noua abordare “globala” , spre un concept nou al

sistemului energetic – “sistemul energetic inteligent” care sa întrunească trei caracteristici care luate separat nu spun prea mult. Împreună conduc spre ceva novator, in termeni de eficientă.

S-au publicat multe articole, in acţiunea de diseminare între care şi articole ISI IEEE la conferinţa AQTR 2008: [1] O. Capatina sa, “Wind Potential determination in a known area”, [2] Teodora Sanislav sa, “A Data Mining Experiment on a SCADA System’s Historical Aquired Data” .


HIDROEOL

RST


10. BIBIOGRAFIE GENERALĂ

Bibliografie capitole 2-6

[1] Ding, J.J, J.S. Buckeridge (2000). Design considerations for a sustainable hybrid energy system. IPENZ Transactions, Vol. 27, No. 1/EMCh

[2] Institutul National de Statistica, Anuarul 2005, Resursele de energie primarta, cap.16, pg 7

[3] Papathanassiou, S.A., M. Tziantzi, M.P. Papadopoulos, S.T. Tentzerakis, P.S. Vionis, (2003).

[4] Possible benefits from the combined operation of wind parks and pumped storage staţions. Proc. EWEC, Madrid, Spain

[5] Protopapas, K., S. Papathanassiou (2004) Operation of hybrid wind – pumped storage systems în isolated island grids. Proc. MedPower 2004, Nov. 2004, Lemessos

[6] Tariq Iqbal, M. (2002) Design of a hybrid energy system for households în Newfoundland. Presented at IEEE 12th, NECEC conference, St. John's NF, 2002.

[7] Octavian Capatina, „About wind energy integration”, DEWK 2008, Bremen, Germania

[8] Tarta, A. M., G. Ungureanu, D. Capatana, F. Covaciu, (2006). A SCADA System for Water Potential Management of a HydroPower Plants Cascade. In International Conference on Automation, Quality and Testing, Robotics, Tome 1, pp. 410-414, Cluj-Napoca.

[9] Warmburg, B.M. (2006) Sustainable energy for islands: opportunities versus constraints of a 100% renewable electricity systems. IIIEE Master’s Thesis 2006:01

[10] Octavian Căpăţână, Mihaela Drăgan, Rareş Cazan, Hydro-Eolian Energetical Ensamble, Procc. Of IFAC 2007, Cluj-Napoca, Romania.

[11] Cristina L. Archer,sa „Evaluation of Global Wind Power”, Stanford University

Bibliografie capitol 7

[1] Octavian Căpăţână, Mihaela Drăgan, Rareş Cazan, Hydro-Eolian Energetical Ensamble, Procc. Of IFAC 2007, Cluj-Napoca, Romania.

[2] Ilie V. et all, The wind energy using (in Romanian), Technical Publishing House, Bucharest 1984.

[3] HIDROELECTRICA S.A. www.hidroelectrica.ro

[4] LPELECTRIC S.A. www.lpelectric.ro.

[5] Joliet Technology SL, www.joliet-europe.com

[6] BERGEY Windpower, www.bergey.com


HIDROEOL

RST


[7] Comşa D., Darie S., Maier V. sa. – The industrial electric installations design, The second editions. Bucharest, Didactical and pedagogical publishing House EDP, 1983.

[8] Darie S., Vădan I., - Electric Energy Production, Transport and Distribution – vol. 1, Electric Energy Production, UTPRES Publishing House, Cluj-Napoca, 2000.

[9] Z. Wasfi, Hybrid wind-hydro power plant, Patent US006023105, 8 Feb. 2000.

[10] S. Ardelean, I. Vadan, S. Pavel, D. Căpăţână, A. Călăraşu, Hydro-Eolian Hybrid Power Plant, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 15-20.

[11] C. Diaconu, S. V. Oprea, Strategy for renewable sources integration into the romanian power systems, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 217-220.

[12] S. Darie, I. Vadan, Producerea, Transportul şi Distribuţia Energiei Electrice, vol. 1 – Instalaţii pentru Producerea Energiei Electrice, Editura U.T.PRES Cluj-Napoca, 2000.

[13] Daniel Kenning, Energy training 4 Europe, A Guide to Renewable Energy – Hybrid System Module.

[14] G. Voicu, C. Ţânţăreanu, Hybrid solutions for rural electrification. Case studies. ICEMENERG, 1999, Bucharest, Romania.

[15] Maria Somaraki, A Feasibility Study of a Combined Wind-Hydro Power Station în Greece – Doctoral Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, October 2003, Glasgow, G.B.

[16] Bill Girling, Wind/Hydro Integration for Manitoba Hydro-s System, presented to Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[17] Hannele Holttinen, Wind-Hydro Integration on a large Hydro System, Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[18] Clint Kalich, A Parametric Evaluation of Wind/Hydro Integration în the Avista System în the Pacific NorthWest, Avista Corp. Workshop, PORTLAND 21.03.2007.

[19] Tom Acker, Ph.D., Operating Agent, Task 24, Northern Arizona University, IEA Task 24 – Integration of Wind and Hydropower Systems, Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[20] Matt Schuerger, Wind-Hydro Integration în the Missouri Basin, Annual Meeting, December 8, 2003.

[21] Joseph Cohen et all., Analysis of Wind-Hydro Integration Value în Vermont, WINDPOWER 2003, May 21, 2003.

[22] Brian Parsons, National Renewable Energy Laboratory, Integration of Wind and Hydropower Systems, IEA Wind Implementing Agreement, November 2004.

[23] Luis Jose Garces, Yan Liu, Sumit Bose, General Electric Company, System and Method for Integrating Wind and Hydroelectric Generation and Pumped Energy Storage Systems, Patent US 2007/0114796 A1, May 24, 2007.

[24] Wasfi Youssef, Hybrid Wind-Hydro Power Plant, Patent US 006023105 A, 8 Febr. 2000.

[25] Alexander de Lemos Pereira, Modular Supervisory Controller for Hybrid Power Systems, Ph.D. Thesis, Technical university of Denmark – DTU, June 2000.


HIDROEOL

RST


[26] The AQABA Hybrid Scheme, www.unu.edu/unupres/unupbooks/UU18ce/uu18ceOd.htm

[27] Jon Barton, David Infield, Energy Storage and its Use with Intermitent Renewable Energy, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol.10 No. 2, June 2004.

[28] Pedro Rosas, Dynamic influences of Wind power on the power Systems, Ph.D. Thesis, Technical University of Denmark – DTU, June 2000.

[29] Bao Nengscheng, Ma Xinqian, Ni Weidon, Investigation on the integral output powe model, of large scale wind farm, Frontiers of Energy and Power Engineering în China, vol.1, no. 1, feb. 2007.

[30] Ioanis Niadas, Panos, M., Probabilistic Flow Duration curves for Small plant design, and performance Evaluation, Water Ressource management, No. 10, 2007.

[31] Angelos Mademlis, Wind and hydro power system for the Tweed Valley Ecovillage, Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2002, Glasgow, G.B.

[32] Sivakumar Vekapoma, Carron Valley – A Case Study for Comunity Wind Power, Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2004, Glasgow,

[33] Kiriakos Antonakis, Analysis of the Maximum Wind energy penetration în the Island of Crete, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2006, Glasgow, G.B.

[34] http://www.esru.strath.ac.uk/EandE/theses.htm

[35] Bob Fesmire, Wind&Hydro: a match made în heaven?, Electric Light and Power, May/June 2006; 84, 3.

[36] W. Leonhard, M. Grobe, Technical University of Braunschweig, Germany, Sustainable Electrical Energy Supply with Wind, Biomass and Pumped Storage – a Realistic Long Term Strategy or Utopia?

[37] Pumped-storage hydroelectricity, from Http://en.wikipedia.org/wiki/Pumped-storage_hydroelectricity

Bibliografie capitol 8 [1] Anton, V, Popovici, M., Fitero, I.: Hidraulica şi maşini hidraulice, Bucureşti, Editura

Didactică Pedagogică, 1978.

[2] Celso, P.: Layman’s Guidebook on how to develop a small hydro site, a handbook prepared under contract for the Commission of the European Communities, Directorate-General for Energy by European Small Hydropower Association (ESHA).

[3] Ilie, V., Almasi, St., Nedelcu, St.: Utilizarea energiei vântului, Bucureşti, Editura Tehnică, 1984.

[4] Ionescu, D., Todicescu, A.: Fluid mechanics and hydraulic machines, Bucureşti, Editura Didactică Pedagogică, 1983.

[5] Muljadic, E., Nix, E., Bialasiewich, J. T.: Analysis of the dynamics of a wind turbine water pumping system în Power Engineering Society Summer Meeting, 2000. IEEE.

[6] Siegfried, H.: Grid integration of wind energy conversion systems. 2006

[7] http://tapflo.ro/products/centrifuge_ip.html.


HIDROEOL

RST


[8] http://westwind.com.au/turbines/3kW.htm.

[9] http://www.socer.ro/proiect/turbine/eoliene.htm

[10] http://ibcoenerg.ro/eolian/eolian.html

[11] http://ibcoenerg.ro/eolian/images/harta_potenţialului_eolian.html

[12] http://energreen.strainu.ro/diverse/prima-centrala-eoliana-din-romania/

[13] Bergey, M., Small Wind Systems For Rural Energy Supply, Village Power 2000, Washington,DC, USA, 2000.

[14] Brothers, C., Wind Generation Systems for Remote Communities - Market Assessment andGuidelines for Wind Turbines Selection, Canadian Electrical Association, Project no. 9123 G 880, 1993.

[15] CADDET, Technical Bulletin no. 143, 2001.

[16] Canadian Wind Energy Association (CanWEA), Wind Energy Basic Information,Backgrounder Published with Support from CANMET, 1996.

[17] Conover, K., Wind Energy Financial Due Diligence, R. Lynette & Associates, Seminar on Opportunities for Finance and Investment în Wind Energy, 1994.

[18] Elliot, D. et al., Wind Energy Resource Atlas of the United States, SERI, 1986.

[19] Gipe, P., Wind Energy Comes of Age, John Wiley & Sons, Inc., New York, NY, USA, 1995

[20] Hiester, T.R. and Pennell, W.T., The Siting Handbook for Large Wind Energy Systems,

WindBooks, New York, NY, USA, 1981.

[21] Le Gouriérès, D., Wind Power Plants: Theory and Design, Pergamon Press, 1982.

[22] Li, K.W. and Priddy, A.P., Power Plant System Design, John Wiley & Sons, Inc., New York, NY, USA, 1985.

[23] NREL, HOMER, The Hybrid Optimization Model for Electric Renewables, Available from National Renewable Energy Laboratory, 1617 Cole Boulevard, Golden, CO 80401-3393, USA, 2001.

[24] Reid, R., Application de l’éolien aux réseaux non-reliés, Hydro-Québec, Congrès de l’ACFAS,Montreal, QC, Canada, 1996.

[25] Vesterdal, J., The Potential of Wind Farms, ELSAM, 1992.

[26] Wind Power Monthly, The Windicator-Operational Wind Power Capacity Worldwide, 2001.

[27] Winkra-Recom, Wind Turbine Market - Types, Technical Characteristics, Prices, 1995/96.

[28] *** RestScreen 4, RetScreen International, Canada


HIDROEOL

RST


Anexa 1


HIDROEOL

RST


Anexa 2


HIDROEOL

RST


Anexa 3

raport ŞtiinŢific tehnic - · pdf filecerinte pentru aparate electrocasnice, scule electrice...

Documents