Centrul National de Management Programe (CNMP) Domeniul: 1 (Tehnologia informatiei si comunicatii) Acronim proiect: MICROSIM Contract nr: 12-132 / 01.10.2008 CO-UPB: Universitatea Politehnica Bucureşti P1-ISPH P2-AISTEDA P3-ICIM SIMULATOR VIRTUAL PENTRU EXPLOATAREA UNEI MICROHIDROCENTRALE ETAPA 1 / 27.02.2009: ASPECTE TEHNICO-FUNCTIONALE ALE UNEI MICROHIDROCENTRALE. TEHNOLOGIE, CARACTERISTICI, TIPURI DE AMENAJARI PENTRU MICROHIDROCENTRALE Activitatea I.1 – Utilizarea microhidropotentialului unui sector de rau. Tehnologia de baza, parametri energetici. Activitatea I.2 – Amenajari microhidroenergetice. Clasificare, caracteristici, parametri. Exemple din Romania si strainatate. Studii de caz.
Transcript
Centrul National de Management Programe (CNMP) Domeniul: 1 (Tehnologia informatiei si comunicatii) Acronim proiect: MICROSIM
2.2.2. Relaţii de calcul, unităţi de măsură.......................................................................20
2.2.3. Evaluarea potenţialului hidroenergetic al unui râu..............................................23
2.2.4. Utilizarea potenţialului hidroenergetic al unui râu. Definiţii, relaţii de calcul ale energiei şi puterii centralelor hidroelectrice ......................26
3. TEHNOLOGIA DE BAZA, PARAMETRI ENERGETICI .......................................31
3.1. Noţiuni, relaţii de calcul asociate .............................................................................31
3.2. Tehnologia de bază ...................................................................................................33
3.3. Elemente componente ale schemelor de amenajare pentru MHC............................36
3.3.1. Prizele de apă ........................................................................................................36
1. SCURT ISTORIC ŞI EVOLUŢIE A UTILIZĂRII ENERGIEI APELOR
1.1. Generalităţi
Utilizarea apei în scopuri energetice este cunoscută de mii de ani. De cel puţin două mii de ani apa a fost folosită în foarte multe părţi ale lumii, la început fiind utilizată pentru măcinarea cerealelor. În primele decenii ale revoluţiei industriale, în Europa şi America de Nord au fost construite mori de apă, pentru o varietate de scopuri, de la procesarea inului până la tors şi ţesut, de la piuă şi până la prelucrarea lemnului.
Puterea apei este cea mai importantă sursă de energie care nu implică bioxid de carbon, bioxid de sulf, protoxizi de azot sau orice alt tip de emisie toxică şi nu produce nici un fel de reziduuri solide sau lichide. Centrala hidroelectrică se foloseşte de o cădere naturală sau artificială a unui râu şi înglobează principalele avantaje în comparaţie cu alte surse de energie, economisind la capitolul consum de cărbune, combustibil sau lemn de foc, fiind de sine stătătoare, fără necesitatea implicării altor componente.
Până la sfârşitul secolului al XIX-lea, energia apelor a fost principala sursă majoră care genera electricitate, până când cărbunele, produsele petroliere, iar mai târziu, combustibilul nuclear, au devenit mai utilizate. Totuşi, energia hidro asigură 20% din producţia de energia electrică pe plan mondial, cu randamente de peste 70%.
Centralele hidroelectrice (CHE) au cele mai reduse costuri de exploatare şi cea mai mare durată de viaţă în comparaţie cu alte tipuri de centrale electrice. Există o experienţă de peste un secol în realizarea şi exploatarea CHE, ceea ce face ca ele să atingă niveluri de performanţă tehnică şi economică foarte ridicate.
1.2. Apariţie şi dezvoltare plan mondial
Prima hidrocentrală din lume este Cragside, în Rothbury, Anglia, construită în 1870 (figura 1.1). Cragside era o casă ţărănească în apropiere de Rothbury. A fost prima casă din lume care a utilizat energia hidroelectrică. Construită într-o zonă muntoasă, a fost casa de vacanţă a lordului William George Amstrong şi după 1870 a trecut în grija
National Trust. Cragside, numită după dealul Cragend, a fost construită în 1863 ca o modestă casă ţărănească cu două etaje, dar a fost extinsă, transformându-se într-o adevărată vilă în stilul Tudor, de arhitectul Norman Shaw. La un moment dat, clădirea includea un observator astronomic şi un laborator ştiinţific.
În 1868 a fost instalat un motor hidraulic utilizat în spălătoria de rufe, în rotiserie şi pentru acţionarea liftului hidraulic. În 1870 apa din unul din lacurile deţinute pe proprietate a fost utilizată pentru a învârti un dinam (maşină electrică rotativă, generatoare de curent continuu) Siemens, aceasta fiind probabil prima centrală hidroelectrică din lume. Energia rezultată a fost folosită să aprindă un bec cu arc.
Fig. 1.1. Centrala hidroelectrică Cragside, Anglia.
A doua hidrocentrală din lume a fost construită, în 1882, în Wisconsin, SUA, Appleton, pe râul Fox, fiind utilizată pentru a lumina două mori de hârtie şi o casă, la doi ani după ce Thomas Edison a prezentat lampa cu incandescenţă.
În anul 1885, se construieşte a treia hidrocentrală din lume, de către Asociaţia Schmidt şi Dachler.
În total, în anul 1900, au fost construite 21 de centrale hidroelectrice având o putere totală instalată de cca. 4550 kW.
La început, centralele hidroelectrice erau amenajări mici. Totuşi, necesităţile industriei şi cele ale populaţiei au determinat construcţia unor baraje şi amenajări hidroenergetice mai mari. Prin urmare, până la sfârşitul primei jumătăţi a secolului XX, MHC au pierdut continuu din importanţă. Acest declin a fost accelerat de apariţia petrolului ieftin în era de după cel de-al doilea război mondial.
Aceşti doi factori (dezvoltarea marilor hidrocentrale şi petrolul ieftin) aproape că eu pus capăt existenţei microhidrocentralelor până în anii '50. Mii de astfel de centrale au fost abandonate în Europa, Asia şi America de Nord din anii '50 şi până la începutul anilor '80. Microhidrocentralele au încetat să mai existe în fosta Uniune Sovietică (fosta URSS) şi în Europa Centrala şi de Est (ECE).
Totuşi, începând din 1989 a avut loc o renaştere a microhidrocentralelor în Europa. În ECE aceasta a fost mai pronunţată pe măsură ce producţia economică şi preocupările pentru reducerea emisiilor nocive au crescut. Din 1989, în Europa au fost retehnologizate peste 2000 de MHC, şi au fost construite alte 1000 asemenea centrale noi.
Din cei aproximativ 130 de fabricanţi de turbine pentru hidrocentrale în 1995, peste 100 produc echipamente doar pentru microhidrocentrale. Producţia este concentrată în Europa, America de Nord şi Japonia, cu toate că există producători importanţi şi în China şi India. Producători de echipamente pentru microhidrocentrale se găsesc peste tot în lume, iar noile îmbunătăţiri în această tehnologie la scară redusă demonstrează vitalitatea aceste industrii.
La nivel global, s-au dezvoltat hidrocentrale cu puteri de aproximativ 700 GW, cu o producţie anuală situată în jurul a 2600 TWh. Din totalul puterii instalate, aproximativ 32 GW o reprezentau, în anul 2000, microhidrocentralele (MHC). Totuşi, cu privire la MHC, rămâne un important potenţial tehnic (150 ... 200 GW), din care 70% în ţări în curs de dezvoltare. În tabelul 1.1 se prezintă situaţia curentă şi estimările în domeniul MHC.
Tabelul 1.1
Situaţia actuală şi estimarea dezvoltării MHC
Putere instalată, MWel Producţie, GWh Regiune 1995 2010 1995 2010
America de Nord 4.400 18.000 5.500 25.000 America de Sud 1.000 3.500 3.000 10.000 Europa de Vest 9.740 40.000 12.600 50.000 Europa centrală şi de est şi fosta
Uniune Sovietică 2.070 8.500 7.000 28.000
Orientul Mijlociu şi zona
mediteraneană 180 700 400 1.700
Africa 400 1.600 700 3.000 Pacific 160 700 750 3.000 Asia 10.000 42.000 25.000 100.000
Consiliul Mondial al Energiei estimează că, sub influenţa "politicilor actuale", capacitatea instalată a hidrocentralelor mici va creşte la 51 GW până în anul 2020, cea mai mare creştere având loc în China. În "scenariul fericit" al Consiliului Mondial al Energiei, capacitatea instalată va creşte la aproximativ 75 GW până în anul 2020. Toate regiunile globului înregistrează creşteri semnificative în capacitatea hidrocentralelor mici, în China observându-se cea mai mare creştere.
1.3. Apariţie şi dezvoltare în România
Primele semnale privind folosirea energiei cursurilor de apa din tara noastra pot fi regasite, departe in timp, in epoca stapanirii romane, izvoarele scrise descriind roti de apa cu cupa si timpan destinate irigatiilor, roti pentru mori sau piue pentru macinarea minereurilor.
Prima centrala hidroelectrica din Romania, atestata documentar a fost centrala Grozavesti, realizata pe lacul Ciurel din Bucuresti, in anul 1889, avand o putere de 2 x 180 CP. A functionat pana in anul 1912, fiind inlocuita cu CET Grozavesti. Tot ca un eveniment demn de mentionat in istoria hidroenergeticii romanesti este cel legat de punerea in functiune, in anul 1896, a primei centrale mixte din Romania, hidro si termoelectrica, pe valea raului Sadu la o distanta de 18 km de orasul Sibiu, centrala SADU I (figura 1.2).
In total, pana in anul 1900 in Romania s-au realizat 21 de centrale hidroelectrice (CHE), cu o putere instalata de circa 4550 kW, dintre acestea remarcandu-se CHE Sinaia I (4 x 250 kW) care, in anul 1898, producea energie electrica in curent trifazat la 50 Hz (figura 1.3).
In anii 1901-1904 au fost executate unele amenajari hidraulice ale raului Barzava si s-a construit centrala hidroelectrica de la Resita (denumita "Grebla"), figura 1.4. In perioada 1908-1909 s-a construit barajul de la Valiug (figura 1.5), iar in 1916, centrala hidroelectrica de la Breazova (figura 1.6).
Fig. 1.4. Centrala Grebla (Resita) Fig. 1.5. Barajul Valiug Fig. 1.6. CHE Breazova
In intervalul 1900 – 1930, constructia de hidrocentrale a continuat (cu intreruperea provocata de razboi), astfel ca, in anul 1930, puterea centralelor hidroelectrice era de 30 MW, cu o productie de circa 75 GWh/an. In acest interval s-a construit si s-a pus in functiune CHE Dobresti (figura 1.7) de 16 MW (1928-1930), care va ramane centrala cu puterea instalata cea mai mare din tara pana in anul 1960, cand a fost pus in functiune primul hidroagregat al CHE Stejaru (figura 1.8).
In 1933 a fost elaborat primul plan general de amenajare a potentialului hidroenergetic al Romaniei de catre profesorul Dorin Pavel publicat in lucrarea "Plan Général d'Aménagement des forces Hydrauliques en Roumanie". Pornind de la evaluarea potentialului tehnic amenajabil al raurilor tarii, inclusiv al Dunarii, planul prezenta intr-o conceptie unitara, moderna, schemele de amenajare si indicatorii tehnico-economici ai unui numar de 567 centrale hidroelectrice. Planul a constituit si constituie inca, un indrumar de larga perspectiva pentru dezvoltarea intregii hidroenergetici romanesti. In perioada 1930-1950 constructia de centrale hidroelectrice a stagnat datorita crizei economice si celui de-al doilea razboi mondial.
Planul general de electrificare a tarii (1951-1960) a pus bazele dezvoltarii moderne a hidroenergeticii romanesti. In acest interval s-a realizat un mare volum de studii si proiecte pentru amenajarea hidroenergetica a principalelor bazine hidrografice ale Romaniei, inclusiv amenajarea Dunarii. Au fost puse in functiune primele amenajari de mare putere CHE Moroieni - 16 MW, CHE Sadu V - 16 MW (figura 1.9), CHE Crainicel - 8,7 MW (figura 1.11) si primele hidroagregate la CHE Bicaz (3 x 27,5 MW).
Fig. 1.8. CHE Stejaru (http://www.imagini.neamt.ro/)
Fig. 1.9. CHE Sadu V Fig. 1.10. Barajul Negovanu Fig. 1.11. CHE Crainicel
Perioada 1961-1970: s-au pus in functiune capacitati insumand 960 MW putere instalata: CHE Stejaru, cascada Bistrita, CHE Vidraru (figura 1.12) si partial cascada de CHE Arges aval, precum si primele 2 hidroagregate de la Portile de Fier (figura 1.13).
Perioada 1971-1980: s-au pus in functiune la intreaga capacitate CHE Portile de Fier, CHE Lotru – Ciunget (figurile 1.13 şi 1.14), primele centrale din amenajarea raului Olt, total putere instalata 2130 MW.
Perioada 1981-1990: s-au pus in functiune un numar foarte mare de agregate, 145 - circa 45% din numarul total al agregatelor aflate in prezent in functiune in CHE cu puteri instalate mai mari ca 3,2 MW. Puterea totala instalata in acest deceniu este de circa 2110 MW.
Perioada 1991-2000: s-au pus in functiune 452 MW in centrale a caror executie a fost inceputa inainte de anul 1989.
Fig. 1.12. Barajul Vidraru Fig. 1.13. Portile de Fier I
Fig. 1.13. Barajul Vidra Fig. 1.14. CHE Lotru
Perioada 2001-2002: in anul 2001 s-au realizat urmatoarele puneri in functiune
- HA 10 - 27,5 MW Centrala suplimentara Iugoslavia - Portile de Fier II (figura 1.15);
- HA 1 - 3,8 MW CHE Dragoslavele - Amenajarea Dambovita;
- Acumularea Cornetu - Amenajarea Olt Defileu si prima rotire a HA 1 - CHE Cornetu. In anul 2002 s-a realizat punerea in functiune a HA I - 16,6 MW la CHE - Cornetu urmand ca in luna decembrie sa se puna in functiune si HA2.
Anul 2003: in anul 2003 s-a realizat o crestere de putere de 21,4 MW, astfel:
- prin finalizarea retehnologizarii HA 3 Portile de Fier I s-a obtinut un spor de putere de 19,4 MW;
- La SH Curtea de Arges s-a realizat punerea in functiune a doua hidroagregate (MHC Salatrucul de Jos 0,8 MW si MHC Treisteni 1,2 MW).
Anul 2004: in anul 2004 s-a realizat o crestere de energie de 142 GWh/an astfel:
- prin punerea in functiune a statiei de pompare Galceag (putere instalata 10 MW) la SH Sebes, aportul de energie al SH Sebes creste cu cca 125 GWh/an;
- prin punerea in functiune a captarii secundare Galceag la SH Sebes, aportul de energiei creste cu 17 GWh/an (figura 1.16 – lacul de acumulare Oaşa).
Fig 1.16. Lacul si barajul Oasa
Anul 2005: In noiembrie 2005 a fost pusa in functiune centrala hidroelectrica Zervesti, Pi=1,8 MW, Em=8,25 GWh/an (figura 1.17).
1.4. Locul hidroenergeticii în producţia de energie electrică
In economia nationala, sectorul hidroenergetic este reprezentat, de societatea S.C. Hidroelectrica S.A., care detine cele mai multe capacitati de producere a energiei electrice in hidrocentrale. S.C. Hidroelectrica S.A. are in administrare 350 centrale hidroelectrice si statii de pompare insumand o putere instalata de 6.288,44 MW (din care 81,5 MW in statii de pompare energetice) cu o productie de energie, in an hidrologic mediu, de 17.298,35 GWh.
Din punct de vedere administrativ, centralele hidroelectrice sunt grupate pe 12 sedii secundare cu statut de Sucursale ale Hidroelectrica S.A., fara personalitate juridica (figura 1.18).
Energia hidro este cea mai importanta sursa regenerabila de energie.
Sursele regenerabile detin un potential energetic important si ofera disponibilitati nelimitate de utilizare pe plan local si national. Valorificarea surselor regenerabile de energie se realizeaza pe baza a trei premize importante conferite de acestea, si anume, accesibilitate, disponibilitate si acceptabilitate. Sursele regenerabile de energie asigura cresterea sigurantei in alimentarea cu energie si limitarea importului de resurse energetice, in conditiile unei dezvoltari economice durabile. Aceste cerinte se realizeaza in context national, prin implementarea unor politici de conservarea energiei, cresterea eficientei energetice si valorificarea superioara a surselor regenerabile
Utilizarea surselor regenerabile de energie reprezinta o prioritate a politicii energetice nationale si se realizeaza printr-un mecanism de sprijin prin preturi, pe baza unui mediu legislativ stabil, de atragere a investitorilor si accesul pe piata al producatorilor cu profituri rezonabile.
Sursele regenerabile se pot asimila unui "flux energetic natural", fie ca se au in vedere sursele solare, eoliene, hidroenergie, biomasa sau energia geotermala.
Faptul ca la noi in tara circa 30% din productia totala de energie este asigurata din hidrocentrale si, impreuna cu investitiile viitoare in microhidrocentrale si in finalizarea unor lucrari incepute, reprezinta un pas deosebit de important pentru implementarea Strategiei de valorificare a surselor regenerabile, care se inscrie in cerintele de mediu asumate prin Protocolul de la Kyoto la Conventia-Cadru a Natiunilor Unite asupra schimbarilor climatice, adoptat la 11 decembrie 1997, ratificat de Romania prin Legea nr. 3/2001, respectiv de Uniunea Europeana in baza Documentului 2002/358/CE.
La sfârşitul anilor 80, în România, a fost iniţiat un vast program de amenajare a micropotenţialului hidroenergetic prin realizarea de centrale de mică putere şi microhidrocentrale legate la sistemul energetic naţional. Conform legislaţiei româneşti în vigoare la acea dată, microhidrocentralele (MHC) erau considerate centralele hidroelectrice cu puteri instalate până la 200 kW, iar centralele de mică putere (CHEMP) sunt considerate centralele cu puteri instalate între 200 şi 3600 kW.
Actual, conform „Legii privind utilizarea raţională a resurselor de energie”, „Legii energiei” şi HGR 1535/2003 privind „Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie”, în România se consideră microhidrocentrale (MHC) centralele hidroelectrice cu puteri instalate de până la 10 MW.
Posibilitatile centralelor hidroelectrice conventionale de a acoperi cererea de energie electrica in crestere este limitata. In vederea realizarii tintelor Uniunii Europene (UE) pe termen mediu si scurt cu privire la productia de energie electrica din surse regenerabile (eSRE), un loc important in Europa l-ar putea avea utilizarea unor tehnologii mature si verificate pentru centralele hidroelectrice pe firul apei. In acelasi timp s-ar putea dezvolta si alte tehnologii pentru producerea eSRE.
2. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC PENTRU MHC (MICROHIDROPOTENŢIALUL)
2.1. Clasificări ale CHE, avantaje
Nu există o definiţie general valabilă pentru termenul "microhidrocentrală" (MHC).
La nivelul Uniunii Europene, se consideră MHC centralele hidroelectrice care au puterea instalată inferioară sau egală cu 10 MW.
O altfel de posibilă clasificare a hidrocentralelor după mărime este prezentată în tabelul 2.1.
Tabelul 2.1
Clasificare detaliată a hidrocentralelor după mărime
Hidrocentrale mari peste 100 MW – alimentează, de regulă, o reţea mai mare
Hidrocentrale medii
15 ... 100 MW – alimentează, de regulă, o reţea
Hidrocentrale mici 1 ... 10 MW – alimentează, de regulă, o reţea
Minihidrocentrale 100 kW ... 1 MW – pot fi de sine stătătoare, dar în general alimentează o reţea
Microhidrocentrale 5 ... 100 kW – asigură, de regulă, alimentarea cu energie electrică pentru o comunitate mică sau pentru industrie în zone izolate de reţea
În contextul actual, pot fi subliniate următoarele caracteristici principale ale microhidrocentralelor:
• Sunt potrivite pentru cerinţe mici de putere, descentralizate (industria uşoară, ferme private şi întreprinderi, comunităţi rurale) şi pentru operaţii externe reţelei principale;
• Necesită reţele de distribuţie de joasă tensiune şi, eventual, micro-reţele subregionale;
• Pot fi utilizate în proprietate privată, în coproprietate sau proprietate comună, cu un necesar de forţă de muncă semi-calificat şi cu o administrare comună;
• Perioada scurtă de construcţie cu materiale locale şi utilizarea abilităţilor populaţiei din zonă, pot avea un impact considerabil asupra calităţii vieţii rurale;
• Flexibilitatea lor, cât priveşte adaptarea la încărcări variabile în funcţie de debitul afluent, le face un component privilegiat în orice sistem energetic integrat;
• Centralele au o perioadă îndelungată de utilizare. Unele au peste 70 de ani şi sunt încă în stare de funcţionare. Centralele pregătite de a intra în funcţiune recent pot prezenta o durată de viaţă chiar mai lungă şi pot servi consumatori timp de mai multe generaţii fără a polua atmosfera;
• Investiţiile în microhidrocentrale s-au dovedit a fi sigure de mai multe zeci de ani.
2.2. Potenţialul hidroenergetic
2.2.1. Definiţii
Prin potenţial hidroenergetic se înţelege energia echivalentă corespunzătoare unui volum de apă într-o perioadă de timp fixată (1 an) de pe o suprafaţă (teritoriu) precizată.
Potenţialul hidroenergetic se poate clasifica în mai multe categorii: – potenţial hidroenergetic teoretic (brut):
de suprafaţă: din precipitaţii sau din scurgere; liniar (al cursurilor de apă);
Potenţialul hidroenergetic teoretic de suprafaţă din precipitaţii reprezintă energia echivalentă volumului de apă provenită din precipitaţii într-un an pe o suprafaţă (în general se consideră suprafaţa unui bazin hidrografic).
Potenţialul hidroenergetic de suprafaţă din scurgere reprezintă energia echivalentă corespunzătoare volumului de apă scurs pe o suprafaţă într-un interval de un an.
Potenţialul hidroenergetic liniar reprezintă energia echivalentă a volumului de apă scurs pe un râu într-un an.
Pentru evaluarea potenţialului hidroenergetic este foarte importantă alegerea teritoriului – bazin sau subbazin hidrografic sau un teritoriu administrativ, pentru cel de suprafaţă sau din scurgere, respectiv a sectorului de râu pentru cel liniar.
Pentru toate aceste categorii, potenţialul hidroenergetic teoretic se consideră energia echivalentă volumului de apă fără a se introduce pierderile de energie asociate utilizării practice a acestui potenţial, ca şi cum randamentul de transformare în energie mecanică şi electrică ar fi 100 %.
Potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil reprezintă producţia de energie electrică care s-ar obţine prin amenajarea unui curs de apă (integral sau pe un tronson) corespunzător unui anumit stadiu de dezvoltare al tehologiilor asociate.
Potenţialul hidroenergetic economic amenajabil reprezintă acea parte a potenţialului tehnic amenajabil care poate fi valorificat prin amenajări eficiente economic. Potenţialul hidroenergetic economic amenajabil este o mărime supusă cel mai des modificării, fiind influenţată de progresul tehnic, tipul de centrale, dinamica acestora, amplasarea teritorială a surselor de energie primară şi în principal condiţiilor economice ale ţării sau regiunii respective. De aceea valoarea acestui potenţial trebuie raportată la o anumită dată, iar evaluarea trebuie reluată periodic.
Potenţialul hidroenergetic exploatabil reprezintă partea din potenţialul economic amenajabil care poate fi efectiv exploatată dacă se ţine cont şi de restricţii de impact asupra mediului ambiant.
În continuare, se face referire la energia hidraulică sub formă mecanică, iar din aceasta doar la energia cursurilor de apă.
Energia mecanică se poate exprima prin produsul a doi factori:
- un factor extensiv (de volum) care exprimă mărimea purtătorilor de energie; acest factor are proprietatea de aditivitate, putând rezulta din însumarea unor unităţi componente;
- un factor de intensitate care exprimă diferenţa de nivel (potenţial) al purtătorului de energie.
Energia hidraulică are expresia generală de calcul a energiei mecanice:
Puterea hidraulică brută teoretică, pe scurt puterea hidraulică, reprezintă energia pe unitatea de timp; ţinând cont de relaţia (2.4) se poate deci calcula ca:
HtVg
tEP h
h dd
dd
ρ== , în [W], (2.5)
iar dacă se ţine cont că variaţia volumului în timp reprezintă debitul mediu, Q, pe intervalul de timp şi se înlocuiesc numeric densitatea apei şi acceleraţia gravitaţională, se obţine:
QHPh ⋅= 81,9 , în [kW]. (2.6)
Pentru putere se mai utilizează ca unitate de măsură „Cal-putere”, [CP]. Pentru transformarea în [W] se ţine cont că: 1 CP = 736 W.
La curgerea naturală pe un curs de apă, între două secţiuni, 1 şi 2, diferenţa de energie dintre cele două secţiuni este consumată pentru:
- învingerea forţelor rezistente de viscozitate şi turbulenţă;
- transportul aluviunilor din cursul de apă;
- eroziunea albiei.
Se consideră un curs de apă şi două secţiuni transversale, 1 şi 2, care delimitează un sector 1-2 (figura 2.1).
1
2
a) definirea căderii; b) schiţă profil longitudinal, notaţii utilizate;
Fig. 2.1. Schiţă pentru determinarea expresiei energiei unui sector de râu.
Energia specifică a apei în curgere cu suprafaţă liberă, este dată de relaţia lui Bernoulli:
gv
gpZH
2
2α+
ρ+= , (2.7)
unde: Z reprezintă cota faţă de un plan de referinţă;
atpp = - presiunea curentului egală cu cea atmosferică;
v - viteza medie a apei;
α - coeficient care apare datorită neuniformităţii vitezei în secţiune (coeficientul lui Coriolis).
Se scrie relaţia lui Bernoulli pentru fiecare din cele două secţiuni, 1 şi 2:
gv
gpZH at
2
211
11α
+ρ
+= , gv
gpZH at
2
222
22α
+ρ
+= . (2.8)
Se defineşte căderea brută (sau căderea hidroenergetică brută) a unui sector de râu, Hb, ca diferenţă a energiilor specifice în secţiunile îl delimitează. Astfel, se poate scrie:
gv
gvZZHHHb 22
222
211
2121α
−α
+−=−= , (2.9)
sau, ţinând cont că se poate considera cu aproximaţie destul de bună că α=α≅α 21 ,
coeficientul lui Coriolis nu variază mult, relaţia devine:
( )22
2121 2
vvg
ZZHb −α
+−= . (2.10)
Căderea brută este formată dintr-un termen potenţial şi un termen cinetic. Termenul potenţial, 21 ZZ − , reprezintă diferenţa între cota apei în amonte şi cota apei
în aval, sau între cotele secţiunilor care delimitează sectorul pentru care se defineşte
căderea. Termenul cinetic este ( )22
212
vvg
−α .
La căderi mai mari de 50 m, termenii cinetici sunt neglijabili în raport cu cei potenţiali.
La căderi mai mici ca 10 m (fluvial), termenul cinetic poate reprezenta o valoare semnificativă astfel încât să nu mai poată fi neglijată.
2.2.3. Evaluarea potenţialului hidroenergetic al unui râu
Potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apă reprezintă energia maximă care se poate obţine pe râul respectiv (sau pe un anumit sector al său), fără a se ţine cont de pierderile care apar la transformarea energiei hidraulice în anergie electrică.
Având în vedere lungimile mari ale cursurilor de apă pentru care interesează valorile potenţialului liniar, zeci sau chiar sute de km, calculul se face pe sectoare. Pe cursurile de apă mici, ca limite de sectoare se aleg punctele de confluenţă, secţiuni de modificare a pantei râului sau avute în vedere pentru eventuala amplasare a unei captări sau baraj pentru amenajări hidrotehnice. Pe cursurile de apă importante (râuri mari, fluvii), unde aportul afluenţilor este redus, sectoarele se pot alege egale, între 10 şi 100 km.
Se consideră un râu divizat în n sectoare, figura 2.2. Capetele sectoarelor se reperează – de exemplu – prin kilometrajul faţă de limita aval a râului, secţiunea de vărsare.
n
...k
...
2
1
0
Fig. 2.2. Schiţă pentru evaluarea potenţialului teoretic liniar.
Puterea teoretică, kPΔ , corespunzătoare unui sector de râu, k, nk ,1= se
determină cu relaţia (3.10):
kkk ZQP Δ=Δ 81,9 [kW], (2.11)
unde: kQ , în [m3/s], este debitul mediu şi
kZΔ , în [m], - căderea corespunzătoare sectorului.
Debitul mediu al unui sector, kQ , se determină ca medie aritmetică a debitelor
medii înregistrate în secţiunile care limitează sectorul respectiv:
2
1 kkk
QQQ += − [m3/s], nk ,1= . (2.12
Căderea brută a unui sector, kZΔ , se determină ca diferenţă între cotele
corespunzătoare secţiunilor care limitează sectorul:
kkk ZZZ −=Δ −1 [m], nk ,1= . (2.13)
Puterea teoretică a râului se calculează ca sumă a puterilor sectoarelor:
∑∑==
Δ=Δ=n
kkk
n
kk ZQPP
1181,9 [kW]. (2.14)
Energia teoretică anuală corespunzătoare unui sector k, nk ,1= , se calculează
cu relaţia:
kkkank ZQPTE Δ⋅=Δ=Δ 00086 [kWh], (2.15)
iar energia teoretică anuală a râului cu relaţia:
∑∑==
Δ⋅=Δ⋅=n
kkk
n
kk ZQPE
11000867608 [kWh], (2.16)
unde h/an 7608=anT reprezintă numărul mediu de ore dintr-un an, iar
760881,900086 ⋅≅ .
O mărime caracteristică pentru un anumit sector, k, îl constituie potenţialul teoretic liniar specific care se calculează prin raportarea puterii teoretice – caz în care se notează cu kp – sau a energiei teoretice – caz în care se notează cu ke – a sectorului de
reprezintă lungimea sectorului k, măsurată în lungul talvegului, calculată ca diferenţă dintre lungimile dintre capetele sectorului şi secţiunea de vărsare măsurate în lungul talvegului.
Între cele două mărimi, kp şi ke există relaţia evidentă:
8760=k
kpe [h]. (2.20)
Evaluării potenţialului liniar i se asociază două reprezentări grafice şi anume: conţine reprezentarea sinoptică a potenţialului teoretic liniar specific, p, şi cadastrul sau profilul hidroenergetic, unde pe acelaşi grafic se reprezintă în funcţie de lungimea desfăşurată a râului patru mărimi:
- profilul în lung al râului - cotele corespunzătoare secţiunilor caracteristice, Z;
- debitele în secţiunile caracteristice, Q;
- potenţialului teoretic liniar specific, p, şi
- puterea teoretică corespunzătoare fiecărei limite de sector în parte, ca sumă a puterilor teoretice ale sectoarelor cuprinse între limita respectivă şi limita amonte a râului. Astfel, curba porneşte din zero în secţiunea 1 şi se termină în secţiunea n la valoarea egală cu puterea teoretică a râului.
Exemple pentru cele două reprezentări grafice sunt prezentate pe figurile 2.3 şi respectiv 2.4.
Fig. 2.3. Reprezentarea sinoptică a potenţialului hidroenergetic specific.
Potenţialul liniar specific reprezintă puterea medie sau producţia de energie hidroelectrică teoretică ce poate fi obţinută prin amenajarea unui km de râu.
O valoare mare a potenţialului liniar specific semnifică o concentrare a potenţialului hidroenergetic şi deci condiţii favorabile de amplasare a unei
amenajări hidroenergetice pentru captarea energiei râului şi transformarea în energie electrică.
2.2.4. Utilizarea potenţialului hidroenergetic al unui râu. Definiţii, relaţii de calcul ale energiei şi puterii centralelor hidroelectrice
În paragraful 2.2.2 s-au dedus relaţiile practice de calcul ale energiei hE şi
Energia şi puterea hidraulice (brute teoretice) au semnificaţia de disponibil al unui volum de apă, sau potenţial teoretic.
Puterea hidraulică hP este transformată de turbină în putere mecanică mP ,
numită putere la arborele turbinei şi se calculează cu relaţia:
thbthhm HQPP η⋅η⋅⋅⋅=η⋅η⋅= 81,9 , în [kW], (2.23)
unde cu hη şi tη s-au notat respectiv randamentele hidraulic şi al turbinei.
Randamentul hidraulic este asociat pierderilor de energie pe traseul hidraulic: priză de apă, aducţiune, nod de presiune, conducta forţată, vană amonte de turbină.
Randamentul turbinei este asociat pierderilor de energie la transformarea energiei hidraulice disponibile a curentului de apă care ajunge la turbină în energie mecanică de rotaţie la arborele turbinei.
Generatorul electric transformă puterea mecanică mP în putere electrică P,
numită putere la borne:
gthngthhgm HQPPP η⋅η⋅η⋅⋅⋅=η⋅η⋅η⋅=η⋅= 81,9 , în [kW], (2.24)
unde cu gη s-a notat randamentul generatorului, asociat pierderilor de energie la
transformarea energiei mecanice de rotaţie a rotorului generatorului (învârtit de arborele turbinei) în energie electrică la bornele generatorului.
Energia produsă de o centrală hidroelectrică este energia produsă la bornele generatorului şi se calculează pentru un interval de timp T dat (24 h pentru o zi, 8 760 ore pentru un an etc.) prin integrarea puterii electrice în raport cu timpul:
( )∫∫ ηηη⋅⋅⋅==T
gthbT
tHtQtPE00
d81,9d , în [kWh]. (2.25)
Fiind asociat pierderilor de energie pe traseul hidraulic, randamentul hidraulic se defineşte ca raport dintre căderea netă, nH şi căderea brută, bH , căderea netă fiind cea
brută din care se scad pierderile de sarcină pe traseul hidraulic, rh . Astfel se poate scrie
Pierderile de sarcină pe traseul hidraulic se scriu ca sumă a pierderilor de sarcină liniare şi locale:
∑∑==
+=n
jjloc
m
iilinr hhh
1,
1, , (2.27)
care se calculează cu relaţiile:
g
vDlh i
i
iiilin 2
2, λ= ,
gv
h jjjloc 2
2
, ζ= . (2.28)
Dacă se ţine cont că viteza medie se poate exprima în funcţie de debit:
24DQv
π= , (2.29)
şi de valoarea coeficientului numeric: 0826,08 2 =π g , relaţia (2.27) devine:
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛ζ+
λ= ∑∑
==
n
j j
jji
m
i i
iir
D
Ql
DQh
14
2
15
20826,0 . (2.30)
Valoarea debitului variază în timp, valoarea căderii nete variază în raport cu debitul afluent şi cel turbinat la momentul t, iar valorile randamentelor variază în raport cu căderea netă.
Pentru un calcul aproximativ al energiei produse de o centrală hidroelectrică se pot utiliza valori medii ale parametrilor variabili. Astfel, pentru calculul producţiei medii anuale de energie electrică a unei centrale hidroelectrice se poate utiliza relaţia:
fangantannman THQE ⋅ε⋅ηη⋅⋅⋅= ,,,81,9 , în [kWh/an], (2.31)
ε - coeficient de utilizare al stocului, este subunitar, se exprimă în procente şi reprezintă pierderea de stoc, fie prin deversarea la ape mari, fie prin calculul energiei la valori medii;
Semnificaţia coeficientului de utilizare poate fi ilustrată prin următorul exemplu: dacă în calcul se intră cu valoarea debitului mediu lunar, în oricare dintre zilele din luna respectivă care are debitul afluent mai mare decât debitul instalat al centralei, se poate pierde, la centralele pe firul apei sau cele cu o acumulare mică, diferenţa de debit între debitul afluent şi cel instalat.
Valoarea coeficientului de utilizare se poate considera, pentru centrale hidroelectrice cu regularizare:
- multianuală, ε = 0,98;
- anuală, ε = 0,95;
- sezonieră, ε = 0,9;
- pe firul apei, ε = 0,75 – 0,85, variază în funcţie de gradul de supraechipare (coeficientul de instalare) ki al centralei.
Coeficientul de utilizare depinde de gradul de supraechipare sau coeficientul de instalare al centralei hidroelectrice, ik :
m
ii Q
Qk = , (2.32)
unde: Qi este debitul instalat în turbinele centralei hidroelectrice;
Qm - debitul mediu multianual.
Un exemplu de curbă de utilizare este prezentat pe figura 2.5, pentru captarea Schitu, microhidrocentrala Ceahlău.
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,5
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
p(%)
Qaf
luen
t(mc/
s)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,60 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
e
k
curba de durata curba de utilizare
Fig. 2.5. Curba de durată a debitelor medii lunare şi curba de utilizare e=f(ki).
Puterile caracteristice ale unei centrale hidroelectrice reflectă condiţiile de exploatare ale amenajării. Astfel, se pot defini:
- puterea instalată – reprezintă suma puterilor nominale ale hidroagregatelor instalate (puterea nominală a fiecărui grup hidrogenerator poate fi citită pe plăcuţa generatorului);
- puterea disponibilă – reprezintă puterea maximă pe care o poate dezvolta amenajarea la un moment dat, în condiţii de debit şi cădere diferite de cele de calcul; puterea disponibilă nu poate fi decât mai mică, cel mult egală, cu puterea instalată, diferenţa reprezentând aşa numita putere indisponibilă dată de coeficientul de indisponibilitate al agregatului (datorat uzurii, deficitului de debit sau de cădere);
- puterea asigurată (garantată) – este puterea cu o anumită asigurare, de obicei între 75% şi 95%, în funcţie de tipul amenajării, care se citeşte pe curba de durată a puterilor (analogă curbei de durată a debitelor);
- puterea utilizabilă – reprezintă puterea maximă care o poate dezvolta amenajarea la un moment dat, luând în considerare grupurile în reparaţie şi parametrii disponibili la acel moment;
- puterea în funcţiune – este dată de suma puterilor reale, dezvoltate de hidroagregate, la un moment dat.
Trebuie specificat faptul că, puterea instalată şi asigurată sunt valori caracteristice constante, în timp ce puterea disponibilă, utilizabilă şi în funcţiune sunt valori caracteristice variabile în timp.
Pentru a putea utiliza potenţialul unui râu pe un sector este nevoie să se realizeze o concentrare a energiei în secţiunea din aval. Concentrarea se referă la factorul intensiv – căderea.
Potenţialul teoretic (brut) liniar al unui sector de râu (1-2), reprezintă energia (sau puterea) maximă care se poate obţine pe sectorul respectiv, fără a se ţine cont de pierderile care apar prin amenajarea acestuia (randamentul hidraulic şi randamentul electro-mecanic). Se mai numeşte putere hidraulică.
Potenţialul calculat pe baza debitului mediu este:
],kWh/an[8760)(
2)(81,9
]kW[)(2
)(81,9
2121
2121
×−×+
×=
−×+
×=
ZZQQE
ZZQQP, (3.1)
unde:
- Q1 este debitul mediu multianual în secţiunea amonte a sectorului amenajat;
- Q2 este debitul mediu multianual în secţiunea aval a sectorului amenajat;
- Z1 şi Z2 reprezintă cota amonte şi respectiv cota aval a sectorului de râu;
- 8760 reprezintă numărul de ore dintr-un an (timpul).
Potenţialul teoretic liniar este o mărime invariabilă în timp şi independentă de condiţiile tehnice sau economice. De aceea, deşi prezintă dezavantajul de a nu fi o mărime fizică reală, potenţialul hidroenergetic teoretic este folosit pentru studii comparative.
Potenţialul teoretic liniar se calculează, în general utilizându-se debitul mediu multianual al cursului de apă analizat în sectorul de râu de interes. În acest caz, relaţiile (3.1) devin:
Potenţialul tehnic amenajabil reprezintă acea parte a potenţialului teoretic care poate fi valorificat prin transformarea energiei hidraulice a cursurilor de apă în energie electrică prin amenajarea hidroenergetică a sectorului de râu analizat.
Puterea pe care o hidrocentrală o poate produce depinde de cădere, distanţa pe verticală, H [m], între amonte şi aval pentru turbine cu reacţiune, respectiv între amonte şi axul turbinei pentru turbine cu acţiune, şi de debitul de apă turbinat Q [m3/s]. Pentru definirea căderii se poate vizualiza figura 3.1 sau figura 3.2.
Fig. 3.1. Definirea căderii unei MHC.
Căderea determină energia potenţială disponibilă al unui amplasament. Debitul râului reprezintă volumul de apă [m3] care trece printr-o secţiune transversală a râului într-o secundă. Puterea electrică produsă, respectiv energia electrică pot fi calculate folosind relaţiile simplificate:
- Qm = debitul mediu multianual pe sectorul respectiv;
- T = timpul de calcul (pentru energia anuală se utilizează 8760 ore);
- E exprimă valoarea energiei care ar putea fi produsă utilizându-se un sector de râu.
Randamentul total la bornele generatorului, bgη , se calculează ca produs al
randamentelor asociate procesului de transformare a energiei hidraulice (potenţială şi cinetică) în energie electrică:
gthbg η×η×η=η , (3.5)
unde:
=ηh randamentul hidraulic, care reprezintă randamentul circuitului hidraulic
(format, în general, din: priză de apă, aducţiune, cameră de încărcare, conductă forţată, vană),
=ηt randamentul turbinei şi
=ηg randamentul generatorului.
Dacă se doreşte evaluarea energiei electrice livrată prin linia de transport de către centrala hidroelectrică, CHEη , la randamente se înmulţeşte şi cu randamentul
transformatorului, trη , relaţia de calcul a randamentului total devenind:
gthCHE η×η×η=η , (3.6)
3.2. Tehnologia de bază
Producţia de energie electrică utilizând ca resursă primară apa este un proces de conversie energetic, în care apa este un mijloc eficient de transmitere şi transformare a potenţialului gravitaţional al curgerii în energie mecanică şi electrică. În acest mod, potenţialul disponibil de energie sau căderea brută va fi convertită prin intermediul schemei de amenajare hidroenergetică. Principalele echipamente din componenţa unei scheme sunt reprezentate în figura 3.2.
Fig. 3.2. Elemente componente ale unei amenajări hidroenergetice la modul general.
Principalele componente ale unei MHC sunt: acumularea, sistemul de transfer (circuitul hidraulic), turbina hidraulică, generatorul, transformatorul, linia de reţea.
• Acumularea: constituie o formă de stocare a energiei potenţiale disponibile.
• Sistemul de transfer (circuitul hidraulic): include priza de apă (echipată cu grătar) şi circuitul de transfer (canalul, conducta forţată, galeriile şi evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este convertită în energie cinetică.
• Turbina hidraulică: este componenta centralei unde energia apei este convertită în energie mecanică.
• Generatorul: energia mecanică transmisă prin intermediul arborelui către rotor conduce la producerea de energie electrică, conform legilor electromagnetice.
• Transformatorul: ridică parametrii energiei electrice de la bornele generatorului la cei corespunzători transportului prin reţeaua electrică.
• Linia de legătură la reţea: prin intermediul acesteia MHC este conectată la reţea pentru a furniza energie electrică consumatorilor.
În figura 3.3 se prezintă un profil longitudinal prin schema de amenajare a unei MHC.
Fig. 3.3. Profil longitudinal prin schema de amenajare a unei MHC.
Întotdeauna se pierde energie atunci când aceasta este convertită dintr-o formă în alta. Turbinele mici de apă au rareori randamente mai mari de 80%. Puterea va fi, de asemenea, pierdută în conducta prin care circulă apa către turbină din cauza pierderilor prin frecare. Printr-o proiectare atentă, această pierdere poate fi redusă însă într-o foarte mică măsură. Într-o aproximare dură, pentru sistemele mici, de câţiva kW, randamentul global se poate considera 50%. Ca atare, puterea teoretică ce se calculează (potenţialul hidroenergetic evaluat) trebuie înmulţită cu 0,50 pentru a obţine un rezultat mai realist cu privire la puterea electrică ce se poate obţine de la amenajarea hidroenergetică respectivă.
Astfel, relaţia (3.3) de evaluare a puterii electrice produsă de o amenajare hidroenergetică, devine:
)(5 21 ZZQP m −××= , în [kW]; (3.7)
unde notaţiile utilizate sunt cele din relaţia (3.3).
De exemplu, un generator al unei turbine care lucrează la o cădere de 10 m cu un debit de 0,3 m3/s va livra o putere de aproximativ (5 x 0,3 x 10 =) 15 kW.
3.3. Elemente componente ale schemelor de amenajare pentru MHC
3.3.1. Prizele de apă
Prin priză de apă se înţelege totalitatea construcţiilor şi instalaţiilor care servesc la prelevarea apei din cursul de apă. Ansamblul uvrajelor prizei trebuie să asigure, pe lângă cantitatea de apă şi calitatea corespunzătoare pentru buna funcţionare a folosinţei deservite.
La prizele pentru alimentarea folosinţelor energetice, de exemplu alimentarea unei centrale hidroelectrice, figura 3.4, apa captată trebuie să fie lipsită de debit solid, de impurităţi (frunze, crengi, plutitori), de zai şi de gheaţă. Condiţii asemănătoare, mai mult sau mai puţin severe se întâlnesc şi în cazul prizelor pentru celelalte folosinţe – alimentări cu apă, irigaţii etc.
Fig. 3.4. Priză cu grătare MHC Teşila II.
Pornind de la aceste considerente rezultă că prizele trebuie să îndeplinească următoarele funcţii:
- să reţină plutitorii;
- să împiedice intrarea în aducţiune a aluviunilor târâte;
În acelaşi timp funcţionarea trebuie să fie permanentă, cu pierderi de sarcină minime. Când se impune cu stricteţe eliminarea aluviunilor în suspensie, priza se asociază cu un denisipator. Acesta poate face corp comun cu priza sau poate fi plasat în aval, pe aducţiune.
Prizele de apă se pot clasifica în funcţie de mai multe criterii:
- după natura folosinţelor deservite:
- prize pentru alimentări cu apă;
- prize pentru irigaţii;
- prize hidroenergetice;
- prize pentru folosinţe complexe;
- după presiunea de la intrare:
- prize cu nivel liber;
- prize de mică presiune;
- prize de mare presiune;
- după natura curgerii:
- prize gravitaţionale;
- prize pentru pompaj.
Prizele cu nivel liber şi cele de mică presiune sunt dependente în mare măsură de caracteristicile morfologice ale albiei râului şi de transportul solid. Dispozitivele şi instalaţiile fiind în cea mai mare parte comune, ele alcătuiesc o clasă unică, aceea a prizelor de râu.
Prizele de râu se amenajează fără sau cu baraj, figura 3.5. Captările fără baraj sunt limitate de condiţia ca râul să aibă albie stabilă, iar coeficientul de captare (raportul dintre debitul afluent şi debitul captat) să nu depăşească valoarea 0,25.
Când debitele captate sunt mai mari sau când nivelul de intrare în priză trebuie supraînălţat se adoptă prize cu baraj.
Se consideră prize de râu, prizele cu nivel liber sau sub presiune, realizate cu sau fără baraj de derivaţie, care nu produc modificări importante ale nivelurilor naturale şi a căror funcţionare este influenţată de condiţiile morfologice şi de regimul debitelor solide.
Canalele sunt construcţii hidrotehnice care asigură transportul apei cu nivel liber, fiind utilizate ca aducţiuni la centralele hidroelectrice, în domeniul alimentărilor cu apă, al irigaţiilor, al navigaţiei etc. (figura 3.7). De multe ori funcţiile unui canal se cumulează, în sensul că este utilizat şi pentru producerea de energie şi pentru alimentări cu apă, irigaţii etc. Canalele se execută în săpătură sau în umplutură faţă de terenul natural, iar pentru reducerea pierderilor se iau măsuri de căptuşire şi impermeabilizare.
Fig. 3.7. Canal de fugă, CHE Subcetate.
După formă, profilele transversale ale canalelor pot fi (figura 3.8):
- dreptunghiulare;
- trapezoidale;
- cu două pante;
- în formă de albie;
- semicirculare;
- parabolice.
După amplasamentul canalului, canalele pot fi cu (figura 3.9.):
Fig. 3.8. Secţiuni transversale prin canale: a – dreptunghiulară; b – trapezoidală; c – cu două pante; d – în formă de albie; e – semicirculară; f – parabolică.
a – canal în săpătură;
b – canal în umplutură;
c –profil mixt Fig. 3.9. Poziţia profilului canalului pe teren plat faţă de teren:
a – în săpătură; b – în umplutură; c – în profil mixt; Legendă: 1 – căptuşeală; 2 – bermă; 3 – rigolă; 4 – umplutură compactată;
Deşi tendinţa de a realiza un traseu cât mai drept între extremităţile canalului, depresiunile, văile şi terenul accidentat fac imposibil un astfel de traseu. Se recomandă ca traseul să urmărească pe cât posibil liniile de nivel.
Protecţia canalului împotriva infiltraţiilor se face, în general prin căptuşirea acestuia cu: piatră, beton monolit, beton armat, torcret.
Sub căptuşelile impermeabile este necesar să se prevadă un strat de nisip grosier, pietriş sau piatră spartă pentru drenaj.
3.3.3. Galeriile hidrotehnice
Galeriile hidrotehnice sunt construcţii care servesc pentru transportul apei, executate prin excavarea secţiunii lor în scoarţa pământului, fără îndepărtarea terenului de deasupra (figura 3.10). Galeriile hidrotehnice sunt utilizate într-o măsură destul de mare în schemele hidroenergetice, pentru amenajările marilor aducţiuni de alimentare cu apă, pentru irigaţii etc. În ţara noastră, toate amenajările hidroenergetice de mare cădere de după 1944 au fost prevăzute cu aducţiuni principale sau secundare sub formă de galerii (Moroeni, Sadu V, Corbeni, Lotru etc.).
În general, pentru amenajările aferente microhidrocentralelor nu se prea utilizează galerii hidrotehnice. Investiţia fiind mai mică decât cea pentru centralele hidroelectrice mari, nu se justifică cheltuielile cu realizarea unei galerii hidrotehnice.
Cu toate acestea se prezintă principalele avantaje ale utilizării acestora, scopul, calsificări, condiţii de alegere a traseului.
Fig. 3.10. Galerie hidrotehnică, vedere din interior.
Principalele avantaje ale galeriilor hidrotehnice sunt:
- scurtarea traseului aducţiunii, care se poate apropia de linie dreaptă;
- mărirea siguranţei şi duratei exploatării;
- independenţa execuţiei şi exploatării faţă de condiţiile de climă;
- reducerea lucrărilor de întreţinere şi reparaţii;
- economicitatea lucrărilor, asigurată în mare parte prin contribuţia mediului stâncos la preluarea eforturilor interioare.
În construcţiile hidrotehnice galeriile se utilizează în diferite scopuri:
- galerii de aducţiune – când transportul debitului instalat la centrală se face între priză şi castelul de echilibru printr-o galerie;
- galerii forţate sau puţuri forţate – când transportul debitului între castelul de echilibru şi centrală se face printr-o galerie de pantă mare sau chiar verticală;
- galerii de fugă – care transportă debitul uzinat din centrală în albia râului;
- galerii purtătoare de conducte – soluţii cu conducte metalice în interiorul unor galerii;
- galerii de deviere a apelor – realizate în timpul construcţiei unui baraj.
Din punct de vedere al destinaţiei pe care îl au galeriile pot fi:
- energetice;
- de irigaţii;
- de alimentări cu apă;
- de navigaţie şi plutărit;
- de descărcare – folosite pentru evacuarea apei din bieful amonte;
- combinate.
Din punct de vedere hidraulic, galeriile se împart în:
- galerii sub presiune, funcţionând ca o conductă cu secţiunea plină de apă suportând suprapresiunea apei. Din calcule hidraulice rezultă o pantă piezometrică ce determină poziţia liniei piezometrice. Panta piezometrică diferă de cea constructivă, care poate
varia în lungul galeriei. Pentru realizarea unui debit maxim şi nivel minim în lacul de acumulare, asigurarea unei suprapresiuni în galerie şi a împiedica formarea vidului, întotdeauna galeria trebuie să fie aşezată sub linia piezometrică. Galeriile sub presiune au elasticitate în funcţionare şi pot transporta debite variabile în funcţie de linia lor piezometrică. Galeriile sub presiune pot fi:
- de joasă presiune, cu presiunea interioară a apei mai mică de 5 mca;
- de mare presiune, cu presiunea interioară a apei mai mare de 100 mca.
- galerii cu suprafaţă liberă, în care apa curge liber pe întreaga lungime, galeria comportându-se ca un canal.
Din punct de vedere constructiv, galeriile se pot clasifica în:
- galerii hidrotehnice propriu-zise, când axa acestora este orizontală sau înclinată cu o panta de maxim 10%;
- galerii hidrotehnice forţate sau puţuri, când axa acestora este înclinată mai mult de 10% sau este chiar verticală.
Forma secţiunii transversale a unei galerii cu nivel liber (figura 3.11) depinde de natura rocilor, de condiţiile geologice în care este amplasat traseul şi de condiţiile de execuţie ale lucrării şi poate fi de mai multe tipuri:
- tipul I – dreptunghiular, cu boltă redusă sau fără boltă, se folosesc la galerii de secţiuni mici săpate în rocă foarte rezistentă;
- tipul II – mâner de coş, cu bolta semicirculară, pentru secţiuni de dimensiuni mijlocii, în roci rezistente, când împingerea verticală a muntelui este mică şi nu există împingeri laterale;
- tipul III – alungit, cu secţiune ovoidală, utilizate în roci moi, când împingerea verticală a muntelui este mare şi împingerea laterală este mică; în cazul unor variaţii foarte mari ale nivelului apei;
- tipul IV – potcoavă, cu întregul contur curb, folosit în roci moi, cu împingere în toate direcţiile;
- tipul V – circular, se foloseşte în cazul rocilor foarte moi, cu împingeri în toate direcţiile.
Fig. 3.11. Secţiuni uzuale pentru galerii cu nivel liber şi sub presiune.
Forma secţiunii transversale a unei galerii sub presiune este de tipul V, circulară.
Cămăşuiala (căptuşirea, sprijinirea) galeriei se realizează în funcţie de tipul terenului în care se sapă galeria, în următoarele scopuri:
- preluarea împingerilor şi înlăturarea pericolului surpării rocilor;
- în roci rezistente pentru împiedicarea surpării blocurilor;
- ferirea stâncii de acţiunea aerului şi apei;
- reducerea rugozităţii stâncii;
- micşorarea infiltraţiilor apei în munte.
Astfel se pot întâlni următoarele tipuri de cămăşuieli:
- roca de bază – roci stâncoase, fără crăpături, se realizează căptuşire numai dacă este cazul pentru micşorarea rugozităţii – torcret;
- torcret – roci stâncoase, cu fisuri, căptuşirea este necesară pentru reducerea infiltraţiilor – torcret;
- beton sau beton armat – roci cu stâncă slabă sau terenuri moi, necoezive, este necesară căptuşirea cu beton care se armează în funcţie de tipul terenului.
Alegerea traseului unei galerii hidrotehnice se face pe cât posibil urmând linia dreaptă între priza de apă şi amplasamentul castelului de echilibru sau al bazinului de punere sub presiune. Alegerea traseului este influenţată de:
- particularităţile geologice ale regiunii;
- condiţiile şi termenele de execuţie;
- alegerea căptuşelii, comportarea în exploatare;
- costul galeriei.
Se recomandă ca la alegerea traseului galeriilor hidrotehnice să se evite zonele cu:
- roci care dau împingere mare;
- roci cu degradări tectonice;
- roci puternic fisurate;
- roci cu pânze bogate de ape subterane;
- roci degradate;
- alunecări de teren.
Condiţii de care trebuie să se ţină cont la proiectarea traseului:
- stabilirea amplasamentelor portalelor de intrare şi de ieşire şi apoi a traseului;
- pentru galeriile lungi este raţional să se adopte un traseu curb cât mai aproape de suprafaţa terenului pentru a se putea ataca din mai multe părţi, iar pentru galeriile scurte trasee cât mai drepte;
- ferestrele şi puţurile trebuie să fie amplasate în adâncituri şi depresiuni, în roci rezistente şi pe cât posibil fără apă, în apropierea platformelor comode pentru montarea echipamentelor mecanice (de ventilaţie, de evacuare a apei, compresoare) şi a locurilor care se pretează pentru depozitarea sterilului scos din galerie;
- se evită traseul galeriilor pe coaste şi în porţiunile de alunecări de teren care intersectează versanţii văilor;
- unghiul dintre direcţia straturilor rocii şi galerie trebuie să fie relativ mare;
- de preferat soluţia cu ferestre laterale de atac fiind mai ieftină decât cea cu puţuri verticale.
La traseul în curbă trebuie respectată condiţia ca raza curbei să fie mai mare
decât 5 ori lăţimea sau diametrul galeriei, iar unghiul curbei să fie mai mare de 120˚.
Conductele de derivaţie au acelaşi rol cu galeriile hidrotehnice, fiind construcţii care servesc pentru transportul apei, dar, spre deosebire de acestea, la suprafaţa pământului. Din punct de vedere al materialului din care sunt executate conductele de derivaţie se pot clasifica în două mari categorii: conducte din beton armat şi conducte metalice.
Prin modul în care sunt alcătuite, conductele de beton armat sunt mai avantajoase decât cele metalice, dar utilizarea acestora este limitată la presiuni interioare de 3...4 atmosfere.
Avantajele conductelor din beton armat, în raport cu cele metalice, sunt:
- economisire de metal şi durată de exploatare mare, nu sunt expuse coroziunii;
- pot avea orice formă constructivă, funcţie de cofraj;
- au rigiditate mare şi se comportă bine la presiuni şi împingeri din exterior spre interior;
- au cheltuieli de întreţinere mici;
- la presiuni interioare mici, costurile conductelor de beton armat sunt mici.
Din punct de vedere hidraulic, conductele de beton armat se comportă asemănător conductelor de metal.
Conductele de beton armat au şi dezavantaje în raport cu cele metalice:
- variaţiile dese şi bruşte ale presiunilor interioare produc îmbătrânirea rapidă a betonului şi chiar avarii (cu excepţia conductelor de beton precomprimat);
- rosturile conductelor din beton armat, în special al celor prefabricate, prezintă defecţiuni şi repararea acestora în exploatare se face cu dificultate;
- betonul armat este un material casant, de aceea trebuie manevrate cu grijă, fără loviri sau ciocniri (figura 3.12).
Clasificarea conductelor de beton armat se face după mai multe criterii:
- după locul de execuţie:
- conducte din tuburi prefabricate;
- conducte turnate la faţa locului.
- după tehnologia de execuţie:
- tuburi din beton sau beton armat prefabricate (figura 3.13) – elemente tubulare din beton care se îmbină la faţa locului, formând tronsoane continue, la rândul lor acestea se pot clasifica după forma secţiunii transversale:
- cu secţiune circulară (figura 3.13.a);
- cu secţiune circulară cu talpă (figura 3.13.b);
- cu secţiune ovoidală (figura 3.13.c).
- tuburi de beton precomprimat – procedeul aplicării unui efort iniţial de comprimare în beton pentru compensarea eforturilor la întindere.
- după alcătuirea constructivă:
- tuburi din beton sau beton armat obişnuit care rezistă la presiuni interioare de maxim 3...4 atmosfere;
- tuburi din beton armat cu tablă care rezistă la presiuni interioare de maxim 8...10 atmosfere;
- tuburi de beton precomprimat cu/fără cilindru de oţel care rezistă la presiuni interioare de maxim 10...15 atmosfere.
a – secţiune circulară; b – secţiune circulară cu talpă; c – secţiune ovoidală.
Conductele metalice au multiple întrebuinţări: în domeniul amenajărilor hidroenergetice, alimentărilor cu apă, canalizărilor, irigaţii etc., fiind indicate, în special, pentru presiuni mari. În hidroenergetică sunt folosite mai ales la conductele forţate, dar şi la aducţiunea apei în cazul microhidrocentralelor.
Conductele metalice sunt alcătuite din tuburi îmbinate la locul de montaj. Traseul acestora este în general frânt şi depinde de condiţiile topografice.
În funcţie de poziţia faţă de teren, conductele metalice pot fi îngropate şi descoperite. La diametre mai mici, conductele îngropate sunt mai avantajoase pentru că umplutura de pământ asigură izolaţia împotriva variaţiilor de temperatură şi a îngheţului. La diametre mari însă, realizarea conductei îngropate nu mai este avantajoasă din punct de vedere economic. Dezavantajul îngropării este că eventualele defecţiuni sunt greu de depistat şi de remediat.
Tuburile din care este alcătuită o conductă de metal sunt de două tipuri:
- tuburi de fontă - utilizate pentru conductele de canalizare şi niciodată în energetică. Principalul avantaj este că fonta are o rezistenţă anticorozivă naturală, iar ca dezavantaje sunt: fonta are rezistenţă redusă la şocuri, întindere, încovoiere; necesită astfel un număr mare de rosturi din cauza lungimii mici a tubului.
- tuburi din oţel;
- tuburi laminate, au diametre până la 600 mm şi lungimi până la 12 m;
- tuburi nituite - folosite mai rar;
- tuburi sudate - utilizate la presiuni oricât de mari;
- tuburi fretate - utilizate mult în ultimul timp în cazul conductelor forţate de diametre mari, supuse la presiuni mari.
Îmbinările tuburilor se fac prin sudură (procedeu foarte utilizat), cu mufe (la presiuni mici şi mijlocii), cu nituri (se foloseau mult în trecut, pentru orice presiune), cu eclise nituite, cu flanşe (cost mai ridicat dar îmbinare uşoară) sau cu manşoane de dilataţie (indicate la presiuni mici şi debite mari pe conductă).
Conductele metalice se montează pe diferite dispozitive de rezemare, cum ar fi: masive de ancoraj (blocuri de beton în care se încastrează conducta), şei (reazem alunecător pentru variaţii de temperatură), reazeme cu role.
Echipamentul auxiliar conductelor constă în: găuri de vizitare (la distanţe de cca. 500 m), ventile de aerisire (asigură intrarea aerului în conductă la formarea de depresiuni), ventile de dezaerare (asigură ieşirea aerului din conductă la umplerea acesteia), manometre de presiune (măsoară presiunea pe conducte) şi dispozitive de măsurare a debitelor.
3.3.5. Camere de încărcare
Camerele de echilibru utilizate în hidroenergetică, în funcţie de tipul aducţiunii sunt:
- cameră de încărcare, dacă aducţiunea este cu suprafaţă liberă;
- castel de echilibru, dacă aducţiunea este sub presiune.
Pentru microhidrocentrale este important de prezentat camerele de încărcare.
Camera de încărcare este dispusă la capătul aval al aducţiunii cu curgere liberă. Camera de încărcare are următoarele funcţii:
- debitează suficientă apă în conducta forţată la pornirea turbinelor;
- să permită vizitarea galeriilor şi să servească drept organ de racord în caz că centrala e alimentată cu mai multe captări;
- compensează debitele.
Camera de încărcare, numită uneori cameră de punere sub presiune, face legătura între aducţiunea cu nivel liber (canal de derivaţie) şi conductele forţate. Camera
împiedică propagarea pe derivaţie a undelor de presiune din lovitura de berbec, pe de o parte, iar pe de altă parte, furnizează turbinei surplusul de debit necesar în perioadele de pornire ale centralei, până la stabilizarea curgerii pe aduc�iune. Camera de încărcare se compune din următoarele elemente:
- bazinul de încărcare;
- casa vanelor;
- descărcător (care permite trecerea debitului în bieful aval ocolind centrala).
Camerele de încărcare (figura 3.14.), din punct de vedere al modului de construcţie, se împart în:
- camere de încărcare subterane (uneori sunt considerate castele de echilibru alimentate pe partea de sus) – când versanţii sunt abrupţi sau instabili;
- camere de încărcare aeriene (cele mai utilizate) – plasate la distanţă de pantă sau în imediata vecinătate a pantei conductei forţate;
Din punct de vedere al instalaţiilor de descărcare, camerele pot fi: fără descărcători (CHE de derivaţie cu descărcare proprie) şi cu descărcători pentru surplusul de debit.
a b
c
Fig. 3.14. Tipuri de camere de încărcare:
a – subterane; b,c – aeriene: b – la distanţă de panta versantului; c – în vecinătatea pantei conductei forţate; 1 – canal de aducţiune; 2 – cameră de încărcare;
Centrala hidroelectrică reprezintă ansamblul de clădiri şi echipamente electrice şi mecanice din cadrul unei amenajări hidroenergetice, în care se realizează efectiv transformarea energiei potenţiale şi cinetice a apei în energie mecanică şi apoi în energie electrică.
Echipamentul electromecanic este format dintr-un echipament principal şi unul auxiliar. Echipamentul principal cuprinde turbina (sau pompe, în centralele de pompare sau cu acumulare prin pompare) şi generatorul (sau motorul electric) iar echipamentele şi instalaţiile auxiliare cuprind: vane, regulatori de viteză, regulatori de presiune, instalaţia de ulei sub presiune, acumulatorii sau staţia de transformare pentru servicii interne etc. La toate acestea se mai adaugă şi staţia de transformare care este în clădirea centralei sau aproape de aceasta.
Centrala hidroelectrică, în general, deci şi microhidrocentrala, cuprinde din punct de vedere constructiv următoarele părţi:
- sala maşinilor (figura 3.15) – turbinele şi generatoarele (în cazul grupurilor cu ax orizontal) sau numai generatoarele (în cazul grupurilor cu ax vertical);
- infrastructura – susţine echipamentul principal şi turbinele (în cazul grupurilor cu ax vertical);
- sala de comandă (figura 3.16) – cuprinde aparatajul de comandă, control şi semnalizare;
- încăperi anexe şi staţie de transformare (figura 3.17).
Centralele hidroelectrice (figura 3.18) se pot împărţi, după cădere, în:
- centrale de joasă cădere (căderea mai mică de 15 m, întreaga cădere se realizează în interiorul centralei);
- centrale de cădere mijlocie (căderea între 15 şi 50 m, există o conductă forţată sau un puţ forţat care face corp comun cu infrastructura centralei);
- centrale de mare cădere (căderea mai mare de 50 m, conducta forţată este independentă de construcţia centralei).
Pe figura 3.18 căderea reprezintă diferenţa dintre suprafaţa liberă a apei în amonte (stânga) şi în aval (dreapta).
În funcţie de tipul de energie hidraulică pe care o prelucrează, centralele pot fi:
- centrale hidroelectrice gravitaţionale;
- centrale hidroelectrice cu acumulare prin pompare;
- centrale mareomotrice;
- centrale care utilizează energia valurilor.
În funcţie de amplasamentul centralei, centralele hidroelectrice se împart în:
- centrale baraj, amplasate pe firul apei şi preiau căderea direct din bieful amonte; sunt specifice amenajărilor de tip fluvial cu debite mari şi căderi mici;
- centrale amplasate la piciorul barajului, dispun de aducţiuni secundare scurte (figura 3.19);
- centrale pe derivaţie, nu preiau apa direct din bieful amonte ci printr-un canal sau conductă (figura 3.20).
Fig. 3.19. Centrală amplasată la piciorul barajului.
După poziţia centralei faţă de suprafaţa terenului, centralele hidroelectrice pot fi:
- centrale aeriene;
- centrale subterane: subterane propriu-zise; în versant; îngropate; semi-îngropate; acoperite.
Accesul la centrală influenţează poziţia şi cota platformei de montaj. Acesta se face pe şosele, pe căi ferate normale proiectate astfel încât să permită transportul echipamentelor până la platforma de montaj. Dacă centrala este amplasată pe o cale navigabilă, accesul se face pe apă. La centralele subterane transportul pieselor grele necesită amenajări suplimentare faţă de centralele aeriene (tuneluri de acces, puţuri, galerii înclinate dotate cu utilaje de ridicat şi de transportat).
Racordarea centralei la reţeaua electrică de transport se face prin intermediul unor instalaţii de înaltă tensiune. De obicei barele colectoare ale generatorului sunt racordate la postul de transformare şi la serviciile interne ale centralei, apoi mai departe la liniile de transport. La centralele mari pentru serviciile interne sunt prevăzute posturi suplimentare de transformare dotate cu transformatoare coborâtoare sau grupuri diesel.
Centralele mici cu grupuri puţine au o singură încăpere care ţine loc şi de sala maşinilor şi de cameră de comandă. Acesta este, în general, cazul microhidrocentralelor.
Instalaţiile auxiliare sunt formate din cablurile electrice dispuse în canale accesibile şi izolate, instalaţiile de răcire ale generatoarelor, instalaţia de ulei sub presiune pentru comanda agregatelor, instalaţia de evacuare a infiltraţiilor, instalaţia de prevenirea şi stingerea incendiilor etc.
Se reaminteşte că, în accepţiunea Uniunii Europene, microhidrocentrală este orice centrală hidroelectrică cu puterea instalată inferioară sau egală cu 10 MW. O centrală hidroelectrică cu două grupuri de 5 MW (microhidrocentrală în acest caz) poate avea deja dimensiuni destul de semnificative.
4. AMENAJĂRI HIDROENERGETICE PENTRU MICROHIDROCENTRALE
Există două modalităţi principale pentru a dezvolta o microhidrocentrală, şi anume:
amenajările "cu acumulare" şi
amenajările "pe firul apei".
4.1. Amenajările cu acumulare
Pentru ca o centrală hidroelectrică să livreze la cerere, sau pentru a realiza o încărcare variată, sau pentru a furniza putere la vârful graficului zilnic de sarcină, este necesar ca apa să poată fi stocată într-un rezervor. Dacă un lac natural nu poate fi închis, asigurarea spaţiului de depozitare implică construirea unui baraj sau a mai multor baraje şi crearea unor noi lacuri. Aceasta are impact asupra mediului local într-un sens pozitiv şi într-unul negativ, deşi scara dezvoltării deseori măreşte impactul negativ.
Pentru microhidrocentrale nu este, în general, fezabilă din punct de vedere economic crearea noilor lacuri de acumulare, poate doar cu excepţia locaţiilor izolate unde valoarea energiei este foarte mare. Stocarea, pentru o microhidrocentrală este în general limitată la mici volume de apă dintr-un lac de acumulare nou sau ale unuia existent. Termenul folosit pentru a descrie volumele mici ale depozitelor de apă este polder sau bazin compensator. Polderele (bazinele compensatoare) pot aduce beneficii microhidrocentralelor prin creşterea producţiei de energie şi / sau prin creşterea veniturilor. Din nefericire investiţia necesară pentru realizarea unei asemenea scheme este cu mult mai mare decât cea corespunzătoare unei microhidrocentrală pe firul apei, în comparaţie cu creşterea veniturilor, şi de aceea aceste scheme nu sunt fezabile economic.
Schematizat, o amenajare hidroenergetică cu acumulare este reprezentată în figura 4.1. Pe figură sunt puse în evidenţă principalele uvraje ale unei asemenea amenajări: barajul care formează în amonte o acumulare, aducţiunea apei către centrală, aducţiune care este de fapt o conductă forţată întrucât prin ea curgerea are loc sub presiune, clădirea microhidrocentralei care adăposteşte echipamentele hidraulice şi electrice necesare funcţionării, liniile de evacuare a curentului electric din centrală şi debuşarea aval.
Fig. 4.1. Amenajare hidroenergetică cu acumulare pentru MHC.
4.2. Amenajările pe firul apei
Amenajările pe firul apei se referă la modul de operare în care hidrocentrala foloseşte doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului. Amenajările pe firul apei sugerează că nu există acumulări de apă sau inundări, iar puterea fluctuează odată cu debitul râului.
Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurile hidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un sistem electric mai mare. Individual, ele nu asigură, în general, foarte multă capacitate sigură. De aceea, comunităţile izolate care folosesc micro-hidrocentrale au nevoie deseori de o putere suplimentară, dintr-o altă sursă de energie. O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunităţi izolate sau ale unei industrii dacă debitul minim al râului este suficient pentru a întâmpina cerinţele vârfului necesar de energie electrică.
Microhidrocentralele "pe firul apei" pot implica necesitatea devierii traseului râului. Devierea este deseori necesară pentru a se putea exploata avantajele unei mai bune căderi. În general, proiectele de deviere conduc la o reducere a debitului râului între priza de apă şi centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a devia debitul către priza de apă este necesar un stăvilar.
Poate cea mai sugestivă schiţă pentru microhidrocentralelor "pe firul apei" este cea prezentată în figura 4.2, în care schema este cea a unei centrale tip baraj, la care centrala hidroelectrică face parte din frontul de barare.
Fig. 4.2. Amenajare hidroenergetică "pe firul apei" la care centrala hidroelectrică face parte din frontul de barare.
Alte schematizări pentru microhidrocentralele "pe firul apei" pot fi cele din figurile 4.3 şi 4.4. În figura 4.3 este reprezentată o MHC pe firul apei, în care există un stăvilar ce serveşte exclusiv la devierea unui debit de apă din cursul principal, o cotă parte din debitul râului, şi conducerea acestuia printr-o conductă forţată care urmăreşte traseul apei către clădirea MHC unde este extrasă energia apei în turbine. Apa este apoi restituită cursului natural. MHC reprezentată în figura 4.3 se găseşte în imediata vecinătate a stăvilarului, conducta forţată este scurtă, căderea mică.
Fig. 4.3. Amenajare hidroenergetică "pe firul apei" cu derivaţie lungă.
Fig. 4.4. Amenajare hidroenergetică "pe firul apei" cu derivaţie scurtă.
Un tip aparte de amenajări hidroenergetice se referă la cele care servesc la captarea energiei cinetice a râurilor. Acestea sunt tratate într-un paragraf separat.
4.3. Dispozitive de captare a energiei cinetice a râurilor
Dispozitivele cinetice sunt amplasate in curent de apa pentru a capta energia cinetica a acestuia. Acestea includ: turbine subacvatice si dispozitive care utilizează efectul Venturi.
Sistemele care utilizează turbine cinetice nu necesită devierea apei prin canale, derivaţii sau conducte, deşi pot să-şi găsească aplicaţii şi la curgerea apei prin conducte. Nu necesită lucrări de construcţii importante şi pot chiar utiliza structuri existente, cum ar fi: poduri, canale de fugă sau canale de aducţiune (de irigaţii).
În general, alegerea turbinei pentru echiparea unei CHE se face în primul rând în funcţie de căderea disponibilă a amenajării şi abia apoi în funcţie de debitul disponibil. Astfel, pentru căderi mari se utilizează turbine cu impuls iar pentru căderi mici turbine cu reacţiune. Turbinele Kaplan cu pale reglabile se adaptează unor plaje largi de căderi
şi debite deoarece randamentul optim de funcţionare poate fi realizat pentru un interval mare de condiţii de curgere.
Dispozitivele cinetice produc electricitate utilizand energia cinetica a apei in curgere. Puterea electrica produsa de o turbina cinetica se calculeaza cu relatia:
35.0 VAPe ⋅⋅ρ⋅⋅η= , (4.1)
unde:
eP reprezinta puterea electrica produsa, in (W);
η – randamentul total;
ρ – densitatea apei, in (kg/m3);
A – aria cercului descris de palele turbinei, in (m2);
V – viteza medie a curgerii, in (m/s).
În figurile 4.5 şi 4.6 se reprezintă schematizat o turbină cinetică şi respectiv utilizarea turbinelor cinetice ca matrici de turbine.
Fig. 4.5. Reprezentare schematizată a unei turbine cinetice.
Fig. 4.6. Reprezentare a utilizării turbinelor cinetice ca matrici de turbine.
Un alt tip de turbină cinetică este reprezentată în figura 4.7. Este vorba despre o turbină Free Flow™ cu trei pale şi ax orizontal, proiectată să extragă energie atât din curenţii râurilor cât şi din cei ai curenţilor de maree. Turbinele sunt instalate şi funcţionează în întregime sub apă, fiind invizibile de pe ţărm.
Fig. 4.7. Turbină Free Flow™ cu trei pale şi ax orizontal.
Rotit încet şi constant de către curenţii submarini, rotorul turbinei acţionează prin inetermediul unui amplificator de turaţie rotorul generatorului conectat la reţea. Amplificatorul de turaţie şi generatorul sunt încapsulate într-o nacelă impermeabilă şi profilată hidrodinamic montată pe un pilon. Se poate remarca asemănarea cu turbinele eoliene.
Trebuie menţionată importanţa deosebită pe care o au amenajările cu dispozitive cinetice în ţara noastră având în vedere faptul că un râu cum este Mureşul, de exemplu, are debite semnificative dar nu a putut amenajat din punct de vedere hidroenergetic datorită pantelor foarte reduse.
4.4. Clasificări alternative ale MHC
Schemele microhidrocentralelor pot fi de cădere mare sau de cădere mică, depinzând de caracteristicile geografice ale zonei amplasamentului. Pentru un râu care parcurge un relief abrupt, pentru o parte din cursul său diferenţa de nivel poate fi utilizată prin devierea totală sau parţială a debitului şi prin returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină. O astfel de schemă este o schemă de cădere mare, figura 4.8. Apa poate fi adusă de la captare direct în turbină printr-o conductă sub presiune sau prin galerii săpate în stâncă.
Fig. 4.8: Schemă tipică de MHC de înaltă cădere.
În scheme de cădere mică, există două configuraţii posibile. Una utilizează stăvilare cu o schemă foarte asemănătoare cu cea de mai sus, deşi canalul este, de regulă, scurt şi conducta forţată mică sau inexistentă, figura 4.9.
Fig. 4.9. Schemă cu un baraj cu priză de apă integrală şi clădirea centralei.
În scheme de cădere mică, există două configuraţii posibile. Una utilizează stăvilare cu o schemă foarte asemănătoare cu cea de mai sus, deşi canalul este, de regulă, scurt şi conducta forţată mică sau inexistentă, figura 4.9. Cealaltă configuraţie de schemă de cădere mică presupune un baraj cu o priză de apă integrală şi clădirea centralei, figura 4.10.
Fig. 4.10. Schemă cu un baraj cu priză de apă integrală şi clădirea centralei.
Datorită potenţialului foarte ridicat al râurilor în zone de câmpie, unde pantele sunt reduse, deci nu se poate despre importanţa căderii amplasamentului, iar debitele sunt semnificative, în ultimul timp au căpătat amploare cercetările pentru realizarea de
turbine adaptate cerinţelor enumerate. În figura 4.11 este prezentată o astfel de turbină de cădere foarte mică.
Fig. 4.11. Turbina de foarte joasă cădere de la Troussy (vedere din amonte).
Un caz particular îl reprezintă amenajările hidroenergetice complexe, care au producerea de energie electrică subordonată altor folosinţe ca: irigaţii, alimentarea cu apă a proceselor industriale, alimentarea cu apă a populaţiei sau evacuarea apelor uzate. Astfel, deşi utilă, producţia de energie nu reprezintă principalul obiectiv al amenajării.
În general, puterea instalată a acestor microhidrocentrale este de până la 100 kW. O schemă posibilă de asemenea amenajare este prezentată în figura 4.11.
Fig. 4.11. Schemă de amenajare hidroenergetică complexă cu MHC.
Construcţia unei microhidrocentrale poate fi descrisă sub forma a două categorii de lucrări: lucrările civile şi echipamentele mecanice şi electrice.
5.1. Lucrări civile
Principalele lucrări civile la o amenajare a unei microhidrocentrale sunt: barajul de derivaţie sau stăvilarul, conductele pentru transportul apei şi centrala hidroelectrică. În principiu, pentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele mai importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent pe construcţii civile practice şi uşor de efectuat.
Barajul de derivaţie sau stăvilarul direcţionează apa într-un canal, într-un tunel, într-o vană sau direct la intrarea în turbină. Costul unui baraj pentru realizarea unei acumulări mari de apă nu poate fi în mod normal justificat pentru proiecte de microhidrocentrale, în consecinţă se foloseşte o construcţie mai simplă, un baraj mic, de derivaţie, sau un stăvilar. Construcţia poate fi din beton, din lemn, din cărămizi sau dintr-o combinaţie a acestor materiale. În continuare se depun eforturi considerabile pentru a scădea costul barajelor şi stăvilarelor pentru proiectele microhidrocentralelor, deoarece, deseori, costul acestuia poate face un proiect nerentabil.
Traseul apei într-o microhidrocentrală cuprinde:
- O priză de apă care include grătarul pentru plutitori, o poartă şi o intrare într-un canal, într-o conductă forţată sau direct în turbină, în funcţie de tipul amenajării. Priza de apă este în general, construită din beton armat, grătarul din oţel, iar poarta din lemn sau oţel.
- Un canal şi/sau tunel de aducţiune şi/sau conductă forţată care conduc apa la centrala hidroelectrică, la amenajările la care aceasta este situată la o distanţă oarecare în aval de priza de apă. Canalele sunt, în general, excavate şi urmăresc conturul terenului. Tunelele sunt subterane şi sunt excavate prin forare, prin explozii sau prin
folosirea de maşini de forare. Conductele forţate care transportă apă sub presiune pot fi din oţel, fier, fibră de sticlă, polimer, beton sau lemn.
- Intrarea şi ieşirea din turbină, care includ vanele şi porţile necesare opririi accesului apei către turbină, pentru oprirea centralei şi revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general, fabricate din oţel sau fier. Porţile din aval de turbină, dacă sunt necesare pentru revizii, pot fi fabricate din lemn.
- Canalul de fugă care transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu. Acesta este realizat prin excavare, asemenea canalului de aducţiune.
În sfârşit, clădirea centralei conţine turbina sau turbinele şi majoritatea echipamentului mecanic şi electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici posibile, având totuşi o fundaţie puternică, acces pentru întreţinere şi siguranţă. Construcţia este din beton şi din alte materiale de construcţie convenţionale.
Ilustrări şi reprezentări asociate principalelor uvraje ale amenajărilor hidroenergetice pentru microhidrocentrale au fost prezentate în capitolul 3.
5.2. Echipamente mecanice şi electrice
Principalele componente mecanice şi electrice ale unei microhidrocentrale sunt: turbina (turbinele) şi generatorul (generatoarele).
Turbina transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri de turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei va depinde în principal de căderea disponibilă şi de debitul instalat în microhidrocentrală.
Turbinele sunt în general împărţite în trei categorii: de cădere mare, de cădere medie şi de cădere mică; şi în două categorii: cu acţiune şi cu reacţiune, tabelul 5.1. Diferenţa dintre acţiune şi reacţiune poate fi explicată prin simpla menţionare a faptului că turbinele cu acţiune transformă energia cinetică a jetului de apă prin aer în mişcare prin lovirea paletelor turbinei, nu există reduceri de presiune apa având aceeaşi presiune
pe ambele feţe ale paletelor, presiunea atmosferică. Pe de altă parte, palele unei turbine cu reacţiune sunt complet imersate în apă, iar momentul unghiular al apei, ca şi cel liniar, este transformat în putere la arbore, presiunea apei care iese din rotor fiind egală sau chiar mai mică decât cea atmosferică.
Tabelul 5.1
Clasificarea turbinelor
Căderea, m Tipul turbinei
Mare (150…2000 m) Medie (50…150 m) Mică (3…50 m)
Acţiune Pelton
Turgo
Banki
Turgo Banki
Reacţiune - Francis Propeller
Kaplan
Turbinele folosite pentru căderi mici sau medii sunt cele cu reacţiune şi includ turbine Francis şi turbine Kaplan cu pale fixe sau variabile, figura 5.1.
Turbină Francis Turbină Kaplan
Fig. 5.1. Reprezentare schematică a principalelor tipuri de turbine cu reacţiune.
Turbinele folosite pentru amenajări de înaltă cădere sunt cele cu acţiune. Acestea includ turbinele Pelton, figura 5.1, Turgo şi Banki (curgere transversală).
Fig. 5.2. Reprezentare schematică a turbinei Pelton cu ax orizontal.
Turbina care are curgere transversală, numită uneori Banki, figura 5.3, este folosită pentru o gamă largă de căderi, acoperind atât turbinele Kaplan, Francis cât şi Pelton. Este potrivită în special pentru curgeri cu debite mari şi căderi mici.
Fig. 5.3. Reprezentare schematică a turbinei Banki: (1) Turbina Banki; (2) secţiune transversală a turbinei, (3) lamele turbinei.
Tipul selecţiei, geometria şi dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de debitul defluent şi de viteza rotorului. În figura 5.4 se prezintă gama de acţiune a diferitelor tipuri de turbine ca o funcţie de cădere şi debitul instalat.
Fig. 5.4. Nomogramă de selecţionare a turbinelor pentru microhidrocentrale.
Cu privire la generatoare, există două tipuri de bază folosite în general în microhidrocentrale şi anume cele sincrone şi cele asincrone (de inducţie). Un generator sincron poate func’iona izolat în timp ce unul asincron funcţionează doar legat cu alte generatoare.
6. ASPECTE TEHNICE CARE AU IMPACT ASUPRA FLUXULUI DE VENITURI ŞI CHELTUIELI ÎN CAZUL MHC
6.1. Resursele de apă
Proiectarea microhidrocentralelor necesită studii tehnice şi financiare fundamentale pentru a determina dacă un amplasament este favorabil din punct de vedere tehnic şi economic. Aceste studii sunt legate de:
• Topografia şi geomorfologia amplasamentului.
• Evaluarea resurselor de apă şi potenţialului acestora.
• Alegerea amplasamentului şi aranjamente de bază.
• Turbinele şi generatoarele hidraulice şi echipamentele de control asociate.
• Măsuri legate de protecţia mediului şi de micşorare a impactului.
• Evaluare economică a proiectului şi a potenţialului financiar.
• Cadrul instituţional şi procedurile administrative pentru a obţine autorizaţiile necesare.
Pentru a decide dacă o schemă este viabilă este necesar să se înceapă evaluarea resurselor de apă existente în amplasament. Potenţialul energetic al schemei este proporţional cu produsul debitului şi căderii. Căderea brută poate fi considerată în general constantă, dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a i se estima potenţialul şi pentru a calcula producţia anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a debitului.
Primul pas îl constituie obţinerea de înregistrări cu privire la regimul precipitaţiilor şi la debitul râului pentru o perioadă de timp cât mai lungă pe suprafaţa bazinului hidrografic de interes. Înregistrări privind apele de suprafaţă şi regimul precipitaţiilor sunt colectate şi publicate anual în fiecare ţară de către una sau mai multe agenţii guvernamentale. Cu ajutorul unui hidrograf al debitelor furnizat de către agenţia corespunzătoare şi prin aranjarea datelor în ordine descrescătoare şi nu cronologic,
poate fi obţinută o curbă de durată a debitelor ca cea din figura 10. Aceasta face posibilă estimarea potenţialului amplasamentului.
Curba de durată a debitelor evidenţiază în procente, timpul în care debitul este egal sau depăşeşte anumite valori şi oferă un mijloc de determinare rapidă a cantităţii din resursa de apă disponibilă care poate fi acestea folosită de turbine de diferite dimensiuni. Făcând referire la figura 6.1, unde este reprezentată curba de durată a debitelor a unui râu într-un amplasament al unei amenajări hidroenergetice, puterea (P) disponibilă a râului variază în timp odată cu variaţia debitului Q. În raport cu relaţia de calcul a puterii MHC, fiecare punct de pe ordonata curbei de durată a debitelor reprezintă o valoare a puterii.
Totuşi, nu toată această putere poate fi folosită. Mai întâi, rezerva de debit trebuie înlăturată din curba de durată, debitul de servitute fiind în cele mai multe cazuri, pentru protecţia mediului, obligatoriu a fi lăsat pe albia râului. Haşura de la baza curbei de durată a debitului din figura 6.1 reprezintă această curgere. Debitul utilizabil rămâne în suprafaţa de deasupra acesteia. Totuşi, dacă ar fi instalată o turbină care ar putea utiliza tot stocul rămas, ar trebui să fie foarte mare (cu un coeficient mare de instalare al debitului în centrală) şi scumpă, iar funcţionarea la capacitatea instalată ar fi pentru o scurtă perioadă de timp.
Puterea câştigată, în comparaţie instalarea unor capacităţi mai mici, nu justifică costurile adiţionale ale instalaţiei şi a conductelor. Mai există un motiv pentru care se alege o capacitate mai mică. Nici o turbină nu poate funcţiona de la încărcare zero la încărcarea maximă calculată. Multe pot funcţiona doar începând cu încărcări de peste 60%. Chiar cele mai bune nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât sunt mai mari încărcările la care poate funcţiona turbina, cu atât va fi mai mare întreruperea la un debit mic.
6.2. Randamentul turbinei
Randamentul unei turbine este definit ca raportul între puterea furnizată de turbină (puterea mecanică transmisă la arborele turbinei) şi puterea absorbită (puterea hidraulică echivalentă debitului măsurat corespunzător căderii nete). Pentru a estima randamentul global, randamentul turbinei trebuie înmulţit cu randamentul amplificatorului de turaţie (dacă se foloseşte aşa ceva) şi al generatorului.
După cum se observă în figura 6.2, care evidenţiază randamentul mediu pentru diferite tipuri de turbine, randamentul turbinei scade rapid sub un anumit debit turbinat. O turbină este proiectată să funcţioneze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim, de regulă pe la 80% din debitul maxim, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade.
Intervalul de încărcări la care poate funcţiona o turbină, ca atare şi energia generată, variază dacă:
• schema trebuie să alimenteze cu energie o reţea mică,
• schema a fost proiectată pentru conectarea la o reţea mare de distribuţie.
În primul caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât să se permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. În cel de-al doilea caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât venitul net obţinut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.
Turbinele Kaplan şi Pelton cu dublu reglaj pot funcţiona satisfăcător într-o gamă mult mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus). Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime, iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul instalat în sus. Sub 40% din debitul instalat, funcţionarea turbinelor Francis ar putea deveni instabilă, putând apărea vibraţii
sau şocuri mecanice. Turbinele cu aparat director fix şi pale fixe pot funcţiona satisfăcător doar într-o plajă foarte redusă de debite.
Fig. 6.2. Randamente medii pentru diferite tipuri de turbine.
6.3. Alţi factori care influenţează producţia de energie a microhidrocentralelor
În timpul exploatării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra fluxului de venituri şi cheltuieli. Acestea sunt:
• Riscuri în legătură cu reducerea producţiei de energie faţă de media stabilită în etapa de proiectare, din cauza slabei calităţi a datelor hidrologice sau a supraevaluării acestora. Riscul este împărţit între operatorul centralei şi compania locală de distribuţie a energiei, legat de anumite clauze contractuale legate de vânzarea şi cumpărarea de energie.
• Riscuri asociate nerealizării parametrilor garantaţi pentru echipament (putere, randament, comportament pe termen lung la funcţionare, costuri mari în legătură cu întreţinerea, reparaţii ale stricăciunilor etc.), căderi datorate calităţii slabe a activităţii de proiectare, sarcini legate de asamblare şi montaj. Toate aceste aspecte sunt acoperite prin contract de către furnizorii de echipament şi de către compania de montaj.
• Scăderea producţiei de energie din cauza unei perioade secetoase (precipitaţii reduse). Dacă operatorul microhidrocentralei nu este capabil să furnizeze cantitatea de energie contractată de consumatori, acesta ar putea fi penalizat. O altă posibilitate pentru operatorul microhidrocentralei este să cumpere electricitate scumpă din alte surse (de exemplu termocentrale pe cărbuni) şi să o revândă cu un preţ mai mic clientului pentru a-şi îndeplini sarcinile din contract. Bineînţeles, această variantă va cauza pierderi financiare importante.
• Ruperea barajului reprezintă un accident major cu importante consecinţe cum ar fi închiderea microhidrocentralei pentru o lungă perioadă de timp. Statistic, combinaţia dintre o inundaţie în amonte de baraj şi defecţiuni la deversor sunt cele mai frecvente cauze ale accidentelor. Cauzele secundare sunt erori de fundaţie sau infiltraţii ale apei. La niveluri ridicate ale apei în lacul de acumulare, alunecări de teren sau prăbuşiri de stânci în lac pot determina valuri atât de mari încât apa să se reverse peste toată lungimea barajului sau doar parţial. Dacă barajul este un con de rambleu, aceasta ar putea duce chiar la deteriorarea barajului. Altă cauză care ar putea conduce la distrugerea barajului o reprezintă cutremurele. În acest caz, riscul poate fi evitat prin proiectări adecvate, relativ la regulile naţionale şi internaţionale ţinând cont de ariile geografice caracteristice ale cutremurelor.
• Colmatarea, are loc datorită efectului de sedimentare a suspensiilor solide, care conduce la creşterea depunerilor pe fundul lacului de acumulare. Rezultatul constă în micşorarea cantităţii de apă care poate fi stocată şi, prin urmare, reducerea cantităţii de energie posibil a fi produsă.
• Aspectele ecologice cauzate de activităţile de producere a energiei, întreţinere şi reparaţii. Sunt costuri asociate cerinţelor de a micşora, limita şi chiar de a înlătura impactul acestor consecinţe ecologice.
Principalele probleme legate de mediu pentru microhidrocentrale sunt:
- impactul ecologic al debitul de apă deviat şi nevoia de a menţine un debit suficient prin albia naturală a râului;
- impactul vizual negativ a prizei de apă, a barajului (sau stăvilarului) şi a clădirii centralei;
- orice pagubă adusă peştilor sau altor organisme care trec prin turbine odată cu apa;
- impactul unei faze din perioada de construcţie, când pot fi necesare baraje temporare; există de asemenea riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului şi / sau depozitarea materialelor de construcţii în apă;
- orice schimbare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului (sau stăvilarului).
Ar trebui notat că schemele la scară redusă care nu implică acumularea apei au un impact mult mai mic asupra mediului înconjurător.
• Aspecte asociate uzurii premature a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezenţa unei eroziuni mixte ale curgerii cu sedimente solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei şi aspecte corespunzătoare unor activităţi inadecvate de producţie de energie, de întreţinere şi reparaţii. În ambele cazuri, randamentul şi disponibilitatea echipamentului scad, iar producţia de electricitate scade, având un impact major asupra venitului companiei care deţine microhidrocentrala.
7.1. Investiţii iniţiale pentru o microhidrocentrală
În comparaţie cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un capital de investiţii iniţial foarte mare. Aceste costuri depind în mare măsură de amplasament şi de condiţiile climatice ale ţării şi sunt foarte variate. Costurile pentru investiţii includ:
• echipamentele utilizate la generarea energiei electrice (turbina, generatorul, transformatorul, liniile de curent);
• altele (tehnologia, proprietăţile solului, darea în exploatare).
Microhidrocentralele de înaltă cădere sunt, în general, soluţii mai puţin costisitoare din moment ce cu cât este mai înaltă căderea cu atât debitul necesar pentru a da o unitate de putere este mai mic, iar echipamentul este mai ieftin. Următoarele date sunt deseori menţionate:
• între 1500 şi 9000 Euro/kW pentru căderi între 2,3 şi 13,5 m;
• între 1000 şi 3000 Euro/kW pentru căderi între 27 şi 350 m.
Totuşi, căderile înalte se pot realiza în marea majoritate a cazurilor în locuri cu densitate mică a populaţiei unde cerinţele de energie sunt mici, iar transportul la distanţe mari, către principalele centre de populaţie, poate anula avantajul costurilor scăzute ale sistemelor izolate cu căderi înalte.
În consecinţă, echipamentele pentru căderi şi debite mici sunt foarte costisitoare, iar costurile echipamentelor reprezintă între 40 şi 50% din costul total al instalaţiilor hidroenergetice convenţionale. Cât priveşte partea de costuri ale construcţiilor civile, nu se pot enunţa unităţi de cost standard. Barajele, canalele şi prizele de apă pot avea structuri foarte diferite ale costurilor totale de la un amplasament la altul. Acestea depind foarte mult depinde de topografie şi geologie, şi, de asemenea, de metoda de construcţie aplicată şi de materialele utilizate.
Doar pentru a menţiona câteva exemple, costul total pentru microhidrocentrale în Germania a fost de 5000 - 9000 Euro/kW şi au fost împărţite, în cele mai multe cazuri, astfel: 35% construcţii civile, 50% piese electrice, 15% altele. Mai există, desigur, şi diferenţe între ţări. De exemplu costul unei turbine tip Banki cu regulator de 8 kW în Cehia, este de aproximativ 3500 Euro, sau 450 Euro/kW.
Cea mai mare barieră în dezvoltarea microhidrocentralelor sunt investiţiile ridicate. Scăderea acestora reprezintă unul dintre principalele mijloace prin care microhidrocentralele să devină accesibile pentru comunităţile mai mici. Principalele modalităţi de reducere a investiţiilor sunt prezentate mai jos:
• folosirea schemelor pe firul apei, unde este posibil – astfel se vor evita costurile ridicate cu realizarea unor baraje sau a unor lacuri de acumulare scumpe;
• folosind echipament fabricat local, unde este posibil şi acestea sunt adecvate;
• folosirea conductelor forţate din polimeri, unde este posibil;
• automatizarea microhidrocentralei – permite să fie lăsată nesupravegheată, astfel reducându-se costurile de muncă;
• folosind infrastructura existentă, de exemplu, un canal care serveşte unei scheme de irigaţii;
• amplasarea microhidrocentralei aproape de consumator (de exemplu un sat sau o fermă) pentru a evita echipamentul scump de înaltă tensiune (cum sunt, de exemplu, transformatoarele sau liniile de transport);
• folosirea pompelor ca turbine – în unele circumstanţe, pompele normale pot fi folosite "reversibil" ca turbine; aceasta reduce costul, timpul de livrare şi face instalaţia mult mai simplă, mai uşor de întreţinut;
• folosirea motoarelor şi ca generatoare – cum este şi ideea PCT, motoarele pot fi folosite "reversibil " pe post de generatoare; pompele sunt, de regulă, cumpărate cu un motor instalat, iar întreaga unitate poate fi folosită ca un ansamblu turbină/generator;
• folosirea materialelor locale pentru construcţiile civile;
• folosirea muncii colective;
• o bună planificare pentru a obţine un factor înalt al centralei şi un model bine echilibrat (fluctuaţia cererii de energie în cursul zilei);
Ca o regulă generală, microhidrocentralele sunt caracterizate prin investiţii mari şi costuri mici de operare. În pofida acestui obstacol şi a termenelor de rambursare mari (10 ani sau mai mult), microhidrocentralele îşi merită deseori investiţia datorită duratei lungi de viaţă (deseori mai mult de 70 de ani) şi a costurilor reduse cu întreţinerea. Ca regulă generală, costul total al operării şi al întreţinerii fără mari înlocuiri reprezintă aproximativ 3 până la 4% din costurile asociate unei microhidrocentrale. Costurile cu întreţinerea (asigurarea şi extragerea încărcăturii de apă, unde se aplică) sunt componente minore comparativ cu totalul – deşi pot deveni importante de luat în considerare în cazul costurilor marginale.
Costul unitare cu producerea energiei electrice depind în foarte mare măsură de orele de funcţionare în cursul anului (disponibilitatea), care variază în concordanţă cu condiţiile hidrologice şi meteorologice locale. Aceasta explică de ce costurile energiei tind să fie mai mici pentru microhidrocentralele cu cădere mică. Deşi microhidrocentralele tind să producă energie mai scumpă, acestea au deseori o capacitate de stocare mult mai mare şi pot introduce furniza energie în perioade când cererea este mai mare, aceasta fiind vândută cu tarife mai mari.
Se prezintă un exemplu care ilustrează modelul investiţie - generare – cost. Astfel, investiţia pe unitate de putere instalată poate fi 2000 USD per kW pentru o microhidrocentrală cu cădere mare şi 3000 USD per kW pentru o microhidrocentrală cu cădere mică. Datorită disponibilităţii mai mari, microhidrocentrala cu cădere mai mică poate produce electricitate (6000 kWh pe an şi kW instalat) cu un cost mediu de 4 cenţi USD pe kWh. Microhidrocentralele cu cădere mare pot produce 3500 kWh pe an cu un cost mediu de 4,6 cenţi USD pe kWh. Această putere poate fi, totuşi, produsă special şi vândută când cererea este mai mare, cu tarife crescute.
Costul unitar al energiei electrice depinde şi de timpul de rambursare. De exemplu, costul unitar pentru o centrală cu cădere mică din Marea Britanie este 0,07 Euro/kWh în primii 10 ani, în timp ce capitalul investit este rambursat, dar ulterior, din cauza costurilor scăzut de funcţionare, costul unitar ar putea să scadă de aproximativ 10 ori (să zicem 0,007 Euro/kWh). Este evident că producţia din prima decadă va fi mai costisitoare decât puterea cumpărată direct de la reţea deşi după ce capitalul investit va fi amortizat, preţurile microhidrocentralei devin foarte atractive. Din păcate, majoritatea potenţialilor investitori privesc problema pe termen scurt şi sunt goniţi de costurile iniţiale foarte mari.
7.3. Domeniile cheie de risc ale proiectelor de MHC
Problemele de risc sunt fundamentale în sistemele moderne de producere a energiei electrice. Deseori, investitorii angajează un manager de risc încă de la stadiul de proiect al investiţiei într-o nouă centrală. Modelarea influenţelor riscurilor implică aplicarea teoriei probabilităţilor, de exemplu pentru un proiect estimat la 190 milioane Euro, costurile reale se pot încadra între 155 şi 225 milioane Euro. Şansele de a costa mai ieftin decât 190 de milioane sunt de doar 30 %, iar mai mici ca 210 milioane Euro, relativ mari (90 %).
Riscuri există şi în investiţiile publice şi în cele private, diferenţiindu-se doar prin cine suportă cheltuielile. Pentru cazul public, doar bugetul de stat îşi asumă riscuri, în timp ce pentru o investiţie privată riscul este împărţit între participanţi. Mărimea riscului depinde de dimensiunile proiectului, de pierderile potenţiale tipice, de probabilitatea pierderilor de urgenţă şi de gradul de expunere a fiecărui participant la respectiva pierdere. Riscurile pot fi grupate în categorii descrise în următoarele paragrafe.
7.3.1. Riscurile anterioare investiţiei
“Riscurile anterioare investiţiei”, de exemplu riscurile care apar în timpul pregătirii unui proiect, pot să implice costuri suplimentare sau pot chiar determina abandonarea proiectului:
• riscuri rezultate din studiul de fezabilitate;
• riscuri legate de obţinerea convenţiilor, a notificărilor, a licenţelor, a autorizaţiilor şi a creditelor.
În multe ţări, asemenea proiecte sunt dezbătute public şi pot fi chiar subiect al unor referendumuri de interes local.
Prin furnizarea documentelor necesare şi prin obţinerea înţelegerilor, a notificărilor, licenţelor, autorizaţiilor şi a creditelor, riscurile anterioare investiţiei pot fi reduse progresiv, iar când toate documentele necesare sunt obţinute, riscul tinde la zero.
Investitorii privaţi caută să evite aceste riscuri încercând să le “paseze” autorităţilor locale, aici incluzând suportarea costului studiului de fezabilitate, doar unele detalii
finale de adaptare şi de completare fiind preluate de către ei.
7.3.2. Riscurile din timpul perioadei de construcţie
Acestea sunt de următoarele tipuri:
• Riscuri geologice şi geotehnice, datorate investigaţiilor insuficiente ale caracteristicilor geologice ale amplasamentului, acestea fiind şi cele mai imprevizibile şi mai costisitoare. Costurile suplimentare se întorc împotriva investitorilor, a companiei care gestionează proiectul, dar şi a antreprenorilor şi, indirect, chiar asupra băncilor sau a finanţatorilor.
• Riscurile hidrologice la inundaţii; acestea sunt riscuri majore cauzate de subdimensionarea deversorilor sau a deficienţelor în montarea şi funcţionarea porţilor şi vanelor, respectiv scăparea lor de sub control. Acestea pot fi împărţite între compania care gestionează şi antreprenori. De la caz la caz, riscurile pot fi acoperite parţial de către contractele de asigurare.
• În timpul perioadei de construcţie şi chiar după terminarea acesteia, pot să apară riscuri ecologice datorate necesităţii reducerii impactului ecologic, costurile fiind acoperite de compania care se ocupă de proiect.
Riscurile subevaluării, respectiv a supraevaluării investiţiilor depind de riscurile menţionate mai sus. Pentru a elimina aceste aspecte, finanţatorii preferă şi chiar impun uneori încheierea unor contracte "la cheie" unice inginerie-furnizare-construire, asociate unor creşteri de 10 până la 30% din costul investiţiei.
7.3.3. Riscurile în exploatarea normală (perioada de funcţionare)
În timpul funcţionării centralei, principalele riscuri pentru bancă sau pentru fondurile de investiţii sunt reprezentate de incapacitatea microhidrocentralei de a avea venituri astfel încât să poată rambursa banii împrumutaţi. Principalele riscuri sunt prezentate mai jos:
• Riscurile de piaţă: Microhidrocentralele furnizează, în general, energie unei pieţe locale, uneori în afara unei reţele. Existenţa acestei pieţe (industrie sau chiar populaţie) reprezintă o garanţie pentru bancă sau pentru investitori;
• Riscurile comerciale: Există riscuri datorate nesiguranţei în legătură cu preţul pieţei libere sau a “slăbiciunilor” apărute în contractele de vânzare a energiei electrice. Astfel, compania care gestionează proiectul poate încheia, înainte de a solicita creditele, "înţelegeri legate de cumpărarea de energie" şi "înţelegeri privind cumpărarea energiei" pe termen lung (10 ÷ 15 ani), bazate pe principiile "ia şi plăteşte" sau "ia sau plăteşte". Prin urmare, şi vânzătorul şi cumpărătorul au acces limitat la piaţa liberă, de exemplu vânzătorul nu are voie să încheie contracte cu consumatori eligibili decât dacă are energie în plus faţă de obligaţiile contractuale;
• Riscurile din perioada de construcţie: Aspecte precum acelea prezentate în subcapitolul precedent ar putea duce la o situaţie în care producătorul microhidrocentralei, datorită întârzierii punerii în funcţiune a centralei, să nu poată rambursa împrumutul;
• Riscuri hidrologice din perioada exploatării: Există riscul de a avea mai mulţi ani secetoşi pe perioada rambursării, ceea ce ar duce la o producţie insuficientă de energie pentru acoperirea rambursării anuale a împrumutului.
Mai există şi unele aspecte financiare care ar trebui menţionate care au un impact mare asupra fluxului de venituri şi cheltuieli ale companiei:
• riscul inflaţiei: poate fi minimizat sau eliminat prin introducerea unor stipulări în contractele comerciale;
• riscurile dobânzii: care pot fi şi ele minimizate sau eliminate prin indicarea unor stipulări în contractele comerciale.
8. EXEMPLE DIN ROMANIA SI STRAINATATE. STUDII DE CAZ
8.1. Exemple de MHC din România
8.1.1. Date despre unele MHC din România
În tabelul 8.1 se prezintă date tehnice cu privire la unele MHC din ţara noastră. Pentru ilustrare s-au ales cazuri diferite din punct de vedere ai parametrilor energetici.
Tabelul 8.1
Parametri unor MHC din România Nume Judeţ Râu An PIF Putere instalată Energie anuală Funcţionare
MHC DRIDU este realizată pe acumularea Dridu de pe râul Ialomiţa, având ca scop principal asigurarea cu apă a industriilor din zona Urziceni şi irigarea a 17000 ha.
Centrala este subordonată integral graficului de exploatare al lacului Dridu al cărui beneficiar este Direcţia Apelor Ialomiţa-Buzău şi utilizează căderea şi debitele regularizate obţinute prin realizarea acumulării.
Accesul se face din DE 85, la 20 km de localitatea Moviliţa, în comuna Dridu, judeţul Ialomiţa, la cca. 300 m amonte de confluenţa cu râul Prahova.
Punerea în funcţiune a MHC Dridu a avut loc în anul 1986.
• generatoare: 4 buc. tip asincron GA 100/72-12; Pn = 630 kW.
c) Clădirea centralei
MHC Dridu este de tip centrală baraj cu structură din beton, cu dimensiunile 40 x 10 x 10 m. Clădirea este alcătuită dintr-un singur bloc cu structură masivă, având ca elemente constructive:
- radier general de la priză până la aspiratori;
- pile încastrate în radier care despart circuitele hidraulice;
- zid de presiune amonte şi zid de presiune aval;
- pila spre evacuatorul barajului;
- culee mal drept în care este amplasat puţul scării;
- planşeul peste sala maşinilor prevăzut cu goluri în dreptul fiecărui agregat pentru manevrarea utilajelor;
- sistem de etanşare pentru asigurarea stabilităţii;
- ecran de etanşare amonte din beton adânc de 14 m.
De asemenea au fost prevăzute: grătare, vane plane şi instalaţii de: drenaj, golire aspiratoare şi de manevră batardou aspirator.
e) Echipamente electrice
c este echipată cu:
- 4 generatoare asincrone, tip GA 100/72-12, cu Pn = 630 kW, U = 400 V;
- 4 seturi de dulapuri electrice, fiecare set fiind format dintr-un dulap de protecţie generator (DPG) şi un dulap de comandă şi distribuţie (DCD);
- 2 dulapuri de baterii de condensatoare;
- 2 transformatoare trifazate de putere în ulei tip TTU-NL, Pn = 1600 kVA; 20/0,4 kV;
- o staţie de 20 kV, formată din 5 celule incluse de interior. În staţia de 20 kV se mai află un dulap de semnalizare la distanţă a funcţionării centralei şi un grup de măsură a energiei active şi reactive consumate;
- 1 redresor tip PMG 220 Vca/24Vcc, 50 A.
f) Bazinul de liniştire
Este situat aval de centrală, cu structură din beton, de tip canal deschis şi dimensiune de 40 x 30 x 10 m. Nu este prevăzut cu echipamente mecanice.
MHC Dridu este scoasă din funcţiune din anul 1992. La adoptarea acestei decizii au contribuit o serie de motive printre care:
- echipamentele hidroenergetice se defectau des;
- reparaţiile erau dificil de executat şi nu au fost de calitate;
- imposibilitatea închiderii circuitului hidraulic pentru intervenţii la turbină;
- disponibil de apă scăzut, producţie de energie foarte mică în raport cu cheltuieli, aceasta fiind utilitate secundară;
- clădirea centralei este îngropată în avalul frontului de retenţie, nivelul aval maxim la viitură ajunge până sub acoperişul centralei. În centrală, betoanele masive prezintă numeroase segregări, chiar goluri, iar rosturile de betonare sunt foarte vizibile. Se constată infiltraţii prin zidurile de beton, prin acoperişul sălii maşinilor şi pe contur la îmbinarea planşeului cu zidurile.
Pe lângă lipsa etanşeităţii organelor de închidere, manevrarea echipamentelor de la priză a fost prevăzută cu automacara cu care se scot grătarele pentru a putea fi lăsate vanele. Nu a fost prevăzut depozit de batardouri iar grinda de manevră funcţionează defectuos.
Pentru debitul de servitute a fost prevăzută microturbina FOC care de la început nu a funcţionat, a fost returnată furnizorului, care cu toate modificările majore efectuate nu a putut asigura buna funcţionare a agregatului, acesta fiind deja demontat.
Microhidroagregatele EOS 1100 prezintă deficienţe proprii de concepţie şi construcţie şi deficienţe legate de condiţiile de exploatare.
Microhidrocentrala nu are prevăzută platformă de montaj, nu are pod rulant pentru revizia şi reparaţia echipamentelor, iar pe circuitul hidraulic nu a fost prevăzut organ de închidere de protecţie, astfel că nu se poate interveni la microhidroagregat decât în condiţiile lacului golit cu nivelul apei sub priza centralei, iar bazinul de liniştire cu nivelul apei sub planşeul centralei.
Instalaţia pentru funcţionarea automată a MHC a fost necorespunzătoare şi a fost desfiinţată.
Clădirea centralei fiind îngropată şi execuţia prezentând vicii ascunse se constatau infiltraţii în centrală ceea ce determină şi inundaţia ridicată din interior.
Centrala a fost prevăzută cu ventilaţie naturală şi fără încălzire ceea ce creează condiţii vitrege de exploatare.
Microturbina EOS 1100 a creat multe probleme. Ea a fost concepută fără compensator de montaj şi fără organ de închidere de siguranţă.
Lagărul aval al turbinei prezintă deficienţe de concepţie, fiind prevăzut iniţial cu un rulment şi sistem de etanşare moale care se uzează rapid permiţând intrarea apei la rulment, spălarea vaselinei şi distrugerea lagărului turbinei. Chiar şi după prevederea a 2 rulmenţi, fenomenul a fost identic.
Din datele de exploatare s-a constatat că au funcţionat numai turbinele T2 şi T4. turbinele T1, T3 şi parţial T2 au funcţionare instabilă şi se defectează cu uşurinţă.
Condiţiile de exploatare proprii MHC Dridu sunt determinate de calitatea apei cu un conţinut ridicat de suspensii, vegetaţii şi impurităţi care produc uzura rapidă şi avansată a materialelor.
Soluţiile adoptate pentru clădirea centralei şi calitatea execuţiei creează un mediu umed performant ceea ce produce ruginirea avansată a echipamentelor şi condiţii improprii de lucru pentru personal.
Condiţiile de exploatare a stocului de apă din lacul Dridu necesită o disponibilizare permanentă a microhidrocentralei la solicitarea Administraţiei Apelor Române, ceea ce duce la funcţionarea turbinelor cu porniri-opriri dese provocând uzura rapidă a echipamentelor prin solicitări suplimentare.
La toate generatoarele s-au constatat descentrarea arborelui în raport cu arborele turbinei, vibraţii în lagăre şi micşorarea întrefierului în perioadele de funcţionare.
S-au semnalat deseori temperaturi apropiate de valorile maxim admise de 120º C în barele de bobinaj ale statorului cât şi de 80º C în lagărele generatorului.
Dulapurile fiecărui grup prezintă zone afectate de umezeală, contacte oxidate. Instalaţia de legare la pământ din centrală este corodată de umezeală.
Instalaţia de alimentare cu curent continuu este afectată, bateriile sunt sulfatate, redresorul trebuie înlocuit.
Lucrări de reabilitare-retehnologizare
Faţă de situaţia existentă prezentată, pentru reabilitarea-retehnologizarea amenajării, se consideră ca necesare următoarele lucrări:
a) partea de construcţii
- remedierea infiltraţiilor prin betoane prin tratarea segregărilor, a rosturilor de betonare şi a fisurilor din betoane prin protecţie cu materiale de impermeabilizare;
- remedieri ale betoanelor la nişele batardourilor amonte şi aval.
b) partea de echipament
- adoptarea unui mecanism electric de acţionare a vanelor plane 2 x 1,75/10;
- procurarea a trei vane plane 2 x 1,75/10 necesare a fi montate aval de centrală pe aspiratorul fiecărei turbine EOS 1100;
- montarea în centrală a unui pod rulant acţionat electric;
- realizarea unei platforme de montaj în locul turbinei FOC 230/720 dezafectate, pentru executarea unor reparaţii la echipamentele din centrală la faţa locului;
- realizarea unui iluminat corespunzător, prin înlocuirea capacelor de acces la turbine cu capace din materiale transparente care să permită pătrunderea luminii din exterior;
- montarea vanelor fluture pe intrarea în turbine pentru închiderea completă a circuitului hidraulic. Este necesar în acest caz din cauza distanţei mici între peretele amonte al centralei şi turbine să fie necesară schimbarea acestora;
- înlocuirea turbinelor EOS 1100 cu alte turbine mai mici şi mai performante, cu diminuarea corespunzătoare a debitului uzinat şi a energiei produse.
Se estimează că după realizarea acestor lucrări producţia de energie electrică medie anuală creşte semnificativ.
8.1.3. MHC Târgu Mureş
Prezentarea amenajării
a) Localizare
Microhidrocentrala Târgu Mureş este amplasată pe canalul de derivaţie al râului Mureş, în localitatea Târgu Mureş, strada Călăraşilor nr.103.
Centrala a fost construită în anul 1953 pe o amenajare existentă din 1912 şi refăcută în perioada 1950÷1951, figura 8.1.
Captarea debitelor de apă se face din canalul de derivaţie al râului Mureş, prin barajul şi canalul de aducţiune din beton, cu secţiune trapezoidală, cu următoarele dimensiuni:
B = 14 m; b = 5 m; h = 4 m; L = 1580 m.
2) Priza centralei
Este de tipul priză laterală, din beton, amplasată pe malul drept al canalului „Turbină”, şi este prevăzută cu o stavilă acţionată manual.
3) Canalul de fugă
Evacuarea debitelor din centrală se face printr-un canal din beton în lungime de 460 m, cu debuşare în râul Mureş.
Toate uvrajele menţionate mai sus sunt în gestiunea AN „Apele Române” Filiala Târgu Mureş.
4) Centrala
Centrala de tip suprateran este amplasată pe malul drept al canalului de aducţiune şi ocupă o suprafaţă de 262 m2.
MHC Târgu Mureş face parte dintr-un corp de cădire cu parter şi două nivele care au alte funcţiuni: de birouri, centrală termică, post de transformare.
Accesul la centrală se face doar prin incinta (curtea) S.C. Electrica S.A.
Structura de rezistenţă este alcătuită din stâlpi şi grinzi din beton armat şi zidărie de cărămidă.
Manevrarea echipamentelor este asigurată de un pod rulant.
Echipamente mecanice
MHC Târgu a fost echipată cu 2 turbine KAPLAN cu ax vertical (proiect IP Timişoara 1951) cu o putere instalată/turbină de 450 kW.
Centrala este prevăzută cu două generatoare de tip asincron cu ax vertical (SM Reşiţa 1951) şi cu caracteristicile:
- Pi generator: 2 x 500 kW;
- Pd generator: 2 x 250 kW;
- racordarea la SEN se face prin intermediul PT nr. 88 Târgu Mureş, subteran de 0,4/6 kV la LES 6 kV staţia Târgu Mureş Nord;
- măsurarea energiei electrice ce se preia de SEN se face cu contoare electrice trifazate montate pe barele de 6 kV ale generatoarelor electrice;
- măsurarea consumului propriu se face cu contoare electrice trifazate montate pe circuitul electric de servicii interne din bara comună de 6 kV.
Situaţia existentă
Centrala este retrasă din exploatare din anul 1999.
Uvrajele hidrotehnice sunt în gestiunea Administraţiei Naţionale „Apele Române” (ANAR), fiind construite la începutul anilor cincizeci, fără ca până în prezent să se fi executat reparaţii capitale, care se impuneau.
Canalul de aducţiune are un grad de colmatare ridicat.
Echipamentele hidromecanice (grătare, stavile, mecanisme de acţionare) nu mai prezintă garanţie în funcţionare, fiind necesară înlocuirea lor.
Cele două hidroagregate cu turbine de tip KAPLAN, fabricate în 1952, prezintă uzură înaintată şi o fiabilitate scăzută.
În anul 1992 s-au efectuat reparaţii generale la cele două turbine, dar pentru repunerea în funcţiune este necesară o reparaţie capitală sau înlocuirea lor.
În conformitate cu programul de conformare propus de S.C. ECOCRISTAL Alba Iulia în documentaţia tehnică pentru obţinerea autorizaţiei de mediu se vor urmări dacă sunt scurgeri de ulei de la turbine, în apa canalului de evacuare.
Urmărind datele privind producţia de energie rezultă că centrala a funcţionat doar în perioada topirii zăpezilor şi a ploilor abundente de primăvară, respectiv în intervalul martie-iunie când a avut asigurat un debit minim necesar de 6...7 m3/s, energia obţinută fiind de maxim 25% din valoarea de proiect.
Ca urmare a creşterii consumului de apă al oraşului în ultimii ani, debitul disponibil la centrală a scăzut neputându-se asigura debitul necesar pentru funcţionarea normală a unei singure turbine în cea mai mare parte a anului.
Totuşi, chiar şi în perioada de secetă prelungită pe canalul de aducţiune se poate asigura un debit de 3÷4 m3/s.
Se menţionează că apa necesară funcţionării centralei este livrată de către ANAR în baza unui contract, aceasta fiind condiţionată de existenţa în secţiunea de măsură amonte baraj a unui debit afluent mediu necesar de 25,1 m3/s.
Nu sunt montate aparate de măsurare a debitelor captate şi evacuate.
MHC Târgu Mureş face parte din corp clădire „D” şi este înscris sub acelaşi număr de CF împreună cu alte imobile ce fac parte din obiectivul: Sediul Central Electrica S.A. Târgu Mureş.
Lucrări de reabilitare-retehnologizare
Faţă de situaţia existentă prezentată, pentru reabilitarea-retehnologizarea amenajării, se prelimină ca necesare următoarele lucrări:
- reparaţii la priza centralei (grătare, organe de admisie);
- reparaţii betoane în clădirea centralei în vederea eliminării unor infiltraţii existente;
- înlocuirea celor două turbine KAPLAN cu ax vertical existente cu alte 3 grupuri de tip KAPLAN-BULB care să poată să acopere mai bine palierul de variaţie al debitului cuprins între 4÷28 m3/s;
- automatizarea funcţionării hidroagregatelor.
Se estimează că după realizarea acestor lucrări producţia de energie electrică medie anuală va creşte semnificativ.
În prezent, 29 de microhidrocentrale (având puteri instalate mai mici de 10 MW) sunt în funcţiune, având o putere instalată totală de 42,8 MW şi o producţie medie anuală de energie în jur de 107 milioane kWh. De la 24 de microhidrocentrale construite înainte de 1957, 13 au fost privatizate la sfârşitul anului 1997, iar 8 au fost amortizate. În ultimii 5 ani, au fost construite 11 noi microhidrocentrale (putere instalată totală de 9,86 MW), din care doar una este în proprietatea statului. În 2002, erau în construcţie 11 microhidrocentrale private cu o putere instalată totală de 25,5 MW.
În tabelul 8.2 se prezintă o scurtă descriere a unei microhidrocentrale tipice private construite în Armenia.
Tabelul 8.2
Microhidrocentrală privată tipică nou construită în Armenia
Numele şi tipul proiectului
Microhidrocentrala “Amrakits-2“
Durata construcţiei: Noiembrie 1999 – aprilie 2000
Capacitatea estimată: 800 kW, conectată la reţea
Producţia de electricitate: 4 milioane kWh/an
Tariful pentru electricitatea vândută:
3,5 cenţi/kWh (TVA inclus)
Perioada de rambursare: 2-3 ani
Buget: 190.000 USD Fonduri: contribuţii ale fondatorilor organizaţiilor şi credite.
Un exemplu de utilizare a tehnologiei avansate în retehnologizarea centralelor hidroelectrice a fost MHC Kamari (căderea 5,1 m, debitul 5 m3/s, puterea produsă 200 kW) în 1999, tabelul 8.3. Tensiunea la bornele generatorului este de 400 V, iar acesta este legat la o reţea de 15 kV printr-un transformator. Preluarea a fost iniţiată şi condusă de către "Estonian Water Power Ltd" în cooperare cu "Nordic Investment Bank" şi Ministerul Mediului din Finlanda.
Tabelul 8.3
Primul proiect pilot care a folosit tehnologii contemporane avansate în Estonia
Numele şi tipul proiectului Microhidrocentrala Kamari
Începutul construcţiei 1999
Costul total al proiectului 204.500 Euro, 1023 Euro/kW – puterea instalată: 200 kW
Cantitatea de energie
economisită 1.600.000 kWh/an
Numărul de proiecte similare
încă 5 realizate în Estonia, multe altele în pregătire
Producţia anuală de energie a acestei centrale va fi între 1,5 – 1,7 GWh, iar profitul pentru anul 2000 a fost 64.000 Euro. Construcţia a durat doar un an, lucrările de pregătire tot un an. Costul retehnologizării generale a MHC Kamari a fost de 204.500 Euro, iar împrumutul bancar de la "Nordic Investment Bank" a fost de 179.000 Euro cu o dobândă de 8% şi o perioadă de rambursare de 8 ani. Costurile pentru întreţinerea anuală a staţiei sunt în jurul a 3.200 Euro
După Kamari, următoarea MHC retehnologizată a fost Tudulinna (150 kW) şi Joaveski (300 kW). Procesul de recondiţionare este în desfăşurare la MHC Koseveski (40 kW), Torva (80 kW) şi Linnamae (1,1 MW), cel din urmă aparţinând lui Eesti Energia. Costul mediu al echipamentelor microhidrocentralelor a fost între 900 şi 1300 Euro/kW.
Micro (şi chiar "pico", pentru mai puţin de 10 kW) şi mini-hidrocentrale sunt construite peste tot în lume, în special în ţările în curs de dezvoltare cum sunt Nepalul, India, Peru, Sri Lanka şi China. Mii de astfel de hidrocentrale au fost realizate încă din anii '60. În tabelul 8.4 se prezintă costurile de investiţii (la faza de proiect) pentru unele microhidrocentrale construite în Peru.
Tabelul 8.4
Investiţii pentru microhidrocentrale în Peru (în USD)
Amplasare Putere [kW]
Amenajări civile
Echipament Reţea UtilităţiCost total
Total
[USD/kW]
Moyan 10 12.555 13.111 12.868 6.936 45.470 4.547
La Juntas 15 14.488 17.344 14.919 8.415 55.166 3.678
8.2.4. Naşterea unui MHC în grădinile indoneziene de ceai. Proiectul MHC Dewata
Industria indoneziană de ceai este foarte dezvoltată, Indonezia fiind a cincea exportatoare pe plan mondial. Agenţia Dewata este reprezentativă pentru multe agenţii din Java de Vest, care sunt dependente de energia furnizată de un motor diesel. Majoritatea agenţiilor producătoare de ceai au fost fondate la jumătatea secolului 19 şi sunt amplasate în zonele muntoase. Localizarea lor este influenţată decisiv de sursele de energie, în cele mai multe cazuri MHC. Din 1925 aproximativ 400 de mini-scheme hidro operează în Java, asigurând mai mult de 12000 kW pentru industria producătoare de ceai. Totuşi aceste scheme au fost abandonate în anii `60 - ` 70 şi înlocuite cu înlocuite cu generatoare diesel. Câteva dintre cele care mai sunt operaţionale au depăşit durata de viaţă şi au nevoie urgentă de retehnologizare.
Energie regenerabilă pentru ceaiul verde – cele 700 ha deţinute de compania de ceai Dewata din Java de Vest au fost alimentate exclusiv din energia produsă de un motor diesel până în 2002. Fabrica consumă cam 320000 l/an de combustibil pentru a produce energie. Suplimentar, generatoarele asigură energia pentru locuinţele muncitorilor, când producţia de energie o permite.
Suport instituţional – în toate stadiile de implementare a proiectului, Joint ASEAN Mini Hydro Project (JAMP) a acordat sprijin, această asociaţie fiind o iniţiativă susţinută de SECO (Elveţia), ACE (ASEAN), MHPP (Germania, Indonezia). Yayasan Bina Usaha Lingkungan (YBUN), o organizaţie non-guvernamentală activă în sprijinirea întreprinderilor care au grijă de mediu din Indonezia a aranjat finanţarea împrumutului.
Deşi proiecte cum sunt Dewata sunt viabile din punct de vedere financiar, natura complexă de pregătire, finanţarea şi implementarea în Indonezia, constituie o barieră majoră în dezvoltarea lor. Asistenţa asigurată prin iniţiative precum JAMP învinge barierele acestea.
Pentru producătorii locali de echipamente, expunerea şi derularea proiectelor cu cerinţele lor intrinseci de calitate, performanţe şi fiabilitate sunt esenţiale în asigurarea dezvoltării lor permanente.
Echipa de lucru – câteva companii au fost implicate în construcţie (figura ). Coordonarea a fost asigurată de către Entec în cooperare cu proprietarul agenţiei, PT Chakra. Structurile metalice şi turbinele: PT Heksa Prakarsa Teknik, Bandung.
Fig. 8.2. MHC Dewata, imagini de pe şantier.
Proiectarea turbinelor şi partea de construcţii civile: Entec ag., Elveţia.
Date tehnice:
Puterea: 2 x125 kW (garantată 120 kW);
Debit instalat: 600 l/s;
Căderea netă: 62,4 m;
Conductă forţată: Ø 600 mm, 6mm grosime, lungime 194 m;
Turbine: 2 x T-15, fabricaţie locală, turbină cu curgere transversală;
Capacităţi locale – proiectul necesită capacităţi locale care depăşesc 80%. Cu excepţia generatoarelor şi a sistemului de control electronic, toate componentele schemei sunt produse locale. În jur de 50 de muncitori din regiune vor fi angajaţi timp de aproape 2 ani.
Canalul de aducţiune de 592 m lungime aşezat face legătura între priza de apă şi rezervor. Ea este postată de-a lungul drumului fiind traversată de numeroase apeducte şi supratraversări.
Testarea presiunii în conducta forţată. Căderea netă a schemei este de 62 m, iar conducta forţată are o lungime totală de 194 m.
Echipamentul electromecanic cuprinde 2 grupuri de 125 kW. Turbinele şi tot echipamentul mecanic asociat este de fabricaţie locală. Sistemul de control digital (DTC) a fost fabricat în colaborare cu Entec ag. şi PT Herksa Prakarsa Teknik.
Energia regenerabilă dă un sens economiei indoneziene
De când Guvernul indonezian a început să reducă importurile de combustibil pentru echipamentele diesel, preţurile au crescut considerabil, de la 600 Rp/l (2000) la 1900 Rp/l (~ 20 cUSD) în octombrie 2002. Intenţiile Guvernului sunt de a înlocui importurile de combustibil total până în 2004. Pe baza unor studii de fezabilitate întocmite în 1999, care au prevăzut creşterea preţurilor, compania Dewata a decis să înceapă construcţia unui MHC cu puterea de 2 x 120 kW. Centrala a fost dată în folosinţă în decembrie 2002. încă de atunci centrala a asigurat o economie de combustibil de 300000 l/an. Ea asigură companiei o sursă viabilă de energie curată, un punct în plus pentru imaginea companiei în ceea ce priveşte comerţul cu ceai, afacere în care clienţii au devenit din ce în ce mai conştienţi de asigurarea protecţiei mediului.
Întreaga investiţie în schemă este de 350000 USD. Finanţarea a fost 50% împrumut şi 50% surse proprii. Perioada de returnare a împrumutului este de 5 ani (2 ani de graţie) şi o durată de viaţă estimată de 20 de ani. Rata de rentabilitate financiară depăşeşte 35 %.
Dependenţa companiei Dewata de combustibilul Diesel în scopul generării energiei este reprezentativă pentru companiile indoneziene. Exemplul Dewata ar putea fi repetat de multe companii care se ocupă cu producerea ceaiului din Indonezia, dacă asistenţa tehnică viitoare ar fi similară cu cea asigurată de Joint ASEAN Mini Hydro, caz în care ar fi învinse toate barierele. Considerând că sectorul bancar indonezian nu este în măsură să asigure finanţarea proiectelor de acest tip, alternativa ar fi fondurile înfiinţate în acest scop pentru a întruni cerinţele specifice unor astfel de investiţii.
8.2.5. Proiecte rezidenţiale Canyon Hydro
Această turbină Pelton cu 2 injectoare Canyon 1051-2 produce cu un generator sincron 14 kW în Costa Rica. Designul turbinei a fost special realizat să încapă în clădirea existentă a centralei.
Inaugurarea punerii în funcţiune a unui sistem hidroelectric de 5 kW. Instalaţia serveşte la treburile locale ale unei familii din nordul Californiei.
Această turbină cu debit variabil este cuplată la un generator sincron Marathon de 40 kW. Asigură energie la o fabrică de prelucrare a cafelei din Republica Panama.
Turbina şi sistemele aferente asigură energie unei comunităţi retrase din Noua Guinee. Această turbină transversală de 100 kW asigură energie unui sat montan şi unei scoli din Papua.
Această turbină Pelton este instalată într-o fermă din Wyoming şi are putere de 10 kW.
Turbina cu două injectoare Canyon 751-2 Pelton şi un generator de 18 kW Marathon este pusă în funcţiune în Colorado.
8.2.6. Proiecte comerciale Canyon Hydro
Proiecul Hystad este localizat în British Columbia. Turbina Pelton este proiectată să opereze la o cădere de 317 m. Puterea instalată este 7 MW.
Utah State University a construit această centrală pentru a produce energie pe râu în Logan, Utah. Turbina de 300 kW Kaplan operează sub 9,144 m şi debit 4,05 mc/s.
Turbina Canyon cu debit variabil este cuplată la un generator sincron Marathon de 40 kW. Asigură energie la o fabrică de prelucrare a cafelei din Republica Panama.
Twin Lochs: Proiect de 550kW în Scoţia. Este prevazut cu turbină Pelton cu un singur injector cu turaţia de 750 rot/min, care operează sub o cădere de 215 m şi la un debit de 310 l/s (0,31 mc/s), prevăzută cu un generator sincron de 550 kW.
Pentru Aspen Snowmass Ski Area s-a realizat o turbină mică Pelton cu un singur injector. Amplasamentul este o conductă existentă utilizată pentru aparatul care face zăpadă pe pista de schi. Turbina operează când aparatul de zăpadă nu este utilizat şi generează 115 kW pentru utilităţile pârtiei de schi.
Această turbină Pelton cu o pereche de injectoare, este proiectată şi construită pentru City of Mt. Pleasant, Utah, operează la o cădere până la 140 m şi produce mai mult de 1200 kW. Generatorul Kato este legat la (/sincronizat cu/) reţeaua Utah, dar poate opera şi independent pentru alimentarea oraşului.
Această turbină cu un injector de 250 kW operează până la 260 metri în nordul Californiei. Generatorul US Motors transmite energie utilităţilor locale.
Folosită la sub numai 60 metri cădere netă, această turbină Pelton cu o pereche de injectoare (1000 kW) a fost proiectată pentru a aduce îmbunătăţiri controlului debitului. Localizată în Idaho, turbina este conectată la utilităţi.
Turbina Pelton cu un injector de 2 MW pentru proiectul de 4 MW din Honduras. Fiecare turbină utilizează debitul de 0.45 m3/s sub o cădere netă de 555 metri. Turbina este arătată înainte de asamblare.
În acest paragraf se descriu principalele caracteristici energetice şi economice ale unor MHC din Europa, care acoperă o plajă de investiţii specifice mergând de la 1471 până la 18182 Euro/kW instalat. Trebuie observat faptul că o asemenea investiţie specifică se întâlneşte la nivelul anului 1850, MHC construite mai recent situându-se în jurul valorilor de 2000... 5000 Euro/kWi.
În tabelul 8.5 sunt sintetizate caracteristicile energetice şi economice ale microhidrocentralelor menţionate mai sus.
9. EXPERIENTA ISPH CU PRIVIRE LA MODUL DE EXPLOATARE A MHC
Prezentarea ISPH S.A.
infiintat in anul 1963, prin fuziunea departamentului hidroenergetic deja existent din 1949 in cadrul Institutului de Studii si Proiectari Energetice si Intreprinderea de Cercetari si Studii Energetice;
in prezent, este o societate pe actiuni, cu capital integral privat;
principala activitate: asigurarea serviciilor de proiectare, studii si consultanta in domeniul hidroenergetic;
membru al Comitetului National Roman al Marilor Baraje si al Comisiei Internationale a Marilor Baraje;
membru fondator al Asociatie Romane a Inginerilor Consultanti;
membru al Asociatiei Europene pentru Microhidroenergie;
portofoliu de proiecte:
•90% in Romania;
•10% in strainatate (Liban, Iran, Algeria, Peru, Columbia, Siria, Turcia s.a.). MHC aflate in patrimoniul ISPH S.A. In afara de principala sa activitate, in anul 2004, ISPH S.A. a achizitionat de la HIDROELECTRICA S.A., in cadrul procesului de privatizare a acesteia, 8 centrale hidroelectrice de mica putere si anume Novaci 1-5 (in iulie) si respectiv Tomsani 1-3 (in octombrie).
PIF in anii 1939, 1985, 1986, 1987 si respectiv 1992
echipate cu cate 2 turbine hidraulice tip FRANCIS orizontale
putere totala instalata de 8,17 MWh
energie de proiect 22.600 MWh/an
productie medie anuala de peste 16.500 MWh
cadere bruta intre 33 si 50 m
debit instalat intre 2,5 si 6,4 mc/sec.
Tomsani 1-3
amplasate de-a lungul raului Bistrita, judetul Valcea
pe o lungime de aprox. 9 km
PIF in anii 1987, 1988 si respectiv 1989
echipate cu cate 2 turbine hidraulice tip FRANCIS orizontale
putere totala instalata de 4,3 MWh
energie de proiect 12.710 MWh/an
productie medie anuala de peste 7.500 MWh
cadere bruta 33 m
debit instalat intre 5,8 si 6,2 mc/sec.
Preluarea MHC de la Hidroelectrica S.A
Procedura de achizitie: licitatie deschisa cu strigare
Pret de achizitie: aprox. 3 MEuro
Obligatie investitionala post-privatizare: 1,7 MEuro in decurs de 5 ani care, conform opiniei auditorului independent, “a fost respectata, sub toate aspectele semnificative”.
Preluarea activelor s-a realizat in decurs de 2 luni de la cumparare.
A fost preluat si personalul, aceasta fiind una din conditiile contractuale.
Pana la obtinerea licentei de producere a energiei electrice si semnarea contractelor de vanzare a energiei produse, operarea centralelor a fost asigurata de catre Hidroelectrica S.A., in baza unor contracte.
Terenurile aferente centralelor NOVACI 1-5 au facut obiectul unui contract de inchiriere, datorita faptului ca nu a existat cadastru si carte funciara. Hidroelectrica S.A. a finalizat aceste aspecte in prima jumatate a anului 2007, ulterior transferandu-se dreptul de proprietate catre societatea noastra, conform obligatiei contractuale mentionata la art. 7. din contractul de vanzare-cumparare active.
In cazul centralelor TOMSANI 1-3, nici in prezent nu s-a realizat transferul drepturilor de proprietate asupra terenurilor din cauza aceluiasi motiv mentionat mai sus, in continuare ele facand obiectul unui contract de inchiriere.
Activitatea de exploatare si problemele intampinate
Asigurata de:
38 de electricieni;
o echipa de intretinere si interventii formata din 6 oameni;
coordonati de 3 ingineri.
Pentru activitatea de producere a energiei electrice a fost implementat un sistem integrat de managementul calitatii si protectia mediului ISO 14001 certificat de SRAC.
Probleme intampinate in exploatare:
Partea de constructii:
Pragurile de captare s-au colmatat integral existand riscul ocolirii acestuia si inundarii terenurilor de pe ambele maluri. Au fost necesare lucrari de decolmatare a biefului amonte, senalizare a albiei raului pentru conducerea apei spre priza si spre nisa de asigurare a debitului de servitute si realizarea sau consolidarea protectiei malurilor.
Bazinele compensatorii dispuse aval de captare au fost erodate pe latura dinspre rau, in anumite zone necesitand lucrari de consolidare si protejare a acestora.
La bazinele compensatorii, camerele de incarcare au aparut exfiltratii in zona rosturilor fiind necesare lucrari de refacere a etansarilor si a unor parti de beton a acestora (pereti,
La unele bazine s-au produs colmatari insemnate deoarece acestea nu au fost prevazute cu vane de spalare. Pentru a evita colmatarile au fost realizate astfel de vane plane pentru spalare, iar gratarele au fost repozitionate.
Datorita faptului ca aductiunile (conducta metalica inglobata in beton) sunt pozate pe malul raului si albia raului a coborat considerabil de la punerea in functiune a MHC, s-au produs eroziuni in zona radierului, aductiunea ramanand suspendata pe lungimi de pana la 100 m si, in unele zone, chiar prabusindu-se. Au fost necesare lucrari de refacere a zonelor prabusite, a radierului erodat si de protejare cu gabioane. Pentru a indeparta cursul raului de aductiune s-au realizat lucrari de recalibrare a albiei.
Partea de echipamente mecanice:
Problemele principale au drept cauza uzura echipamentelor si subdimensionarea aductiunilor in faza de proiectare.
Rotoarele turbinelor hidraulice tip Francis au prezentat eroziuni accentuate la pale, necesitand lucrari de refacere a acestora.
La circuitele de racire au prezentat probleme de eroziune a tevilor si de infundare a filtrelor.
Circuitele de ungere au fost subdimensionate, neasigurand o ungere optima a lagarelor. Au fost necesare lucrari de imbunatatire a acestora prin introducerea de pompe suplimentare.
Aparatele directoare au necesitat lucrari de reabilitare pentru a asigura o inchidere optima si a evita blocarile acestuia. Mecanismele de actionare a aparatului director (tip REGMO) nu sunt fiabile in exploatare.
Sistemele de actionare a vanelor de la bazinele compensatorii si camere de incarcare aveau o functionare greoaie, cu blocari dese.
Vanele de by pass ale centralelor au fost subdimensionate, neputand asigura functionarea la maxim a centralei din aval in cazul unei avarii.
Un alt punct slab au fost lagarele hidroagreagatelor, fiind necesare lucrari dese de reparatii pentru a evita supraincalzirea si griparea acestora. Au fost necesare lucrari la circuitele de ungere si racire.
Partea de echipamente electrice:
Dulapurile de protectii, comanda si automatizare nu s-au dovedit fiabile in exploatare,
Generatoarele asincrone funtioneaza la randamente slabe.
Echipamentele au o vechime de cca. 20 ani, sunt depasite tehnic, fiind nevoie de reparatii dese.
Programul de investitii
Programele de reabilitare/modernizare in cadrul celor 2 amenajari, dupa preluarea acestora in 2004, se ridica pana in prezent la peste 2,5 MEuro si vor continua si in viitor.
In cadrul acestora, s-au efectuat:
olucrari de constructii, urmarindu-se marirea gradului de siguranta a amenajarii (praguri de captare, prize de apa, conducte aductiune, bazine compensatorii, camere de incarcare);
olucrari de reabilitare/inlocuire echipamente mecanice si electrice;
olucrari de protectia mediului.
Acestea au avut ca obiective principale:
√Cresterea productiei de energie electrica prin imbunatatirea parametrilor de functionare, a fiabilitatii si a sigurantei in exploatare a echipamentelor electrice si mecanice;
√Imbunatatirea conditiilor de lucru ale personalului deservent;
√Protectia mediului.
Programele de investitii Realizarea acestora s-a desfasurat conform planificarilor, dar, fata de cele prevazute, a mai intervenit necesitatea unor investitii (reparatii) urmare a avariilor aparute, in special cauzate de inundatiile din ultimii ani. Cel mai important efect al acestui program este cresterea energiei electrice produse, depasindu-se chiar si prognozele noastre, dar trebuie avut in vedere ca acesti ani au fost catalogati ca fiind ani ploiosi.
An Energie prognozata (MWh) Energie realizata (MWh)
√Cresterea portofoliului de capacitati de productie a energiei electrice prin achizitionarea sau constructia unora noi;
√Modernizarea si automatizarea capacitatilor de productie actuale, in vederea cresterii productiei de energie din surse regenerabile si a sigurantei in exploatare, prin accesarea fondurilor europene (Programul Operational Sectorial “Cresterea Competivitatii Economice” – Domeniul de interventie 4.2. “Valorificarea resurselor regenerabile de energie pentru producerea energiei verzi”;
√Asigurarea unor conditii de munca optime pentru intreg personalul de exploatare si reparatii;
√Accesarea sistemului de promovare a productiei de energie electrica din surse regenerabile prin obtinerea de certificate verzi.
Trecerile de peşti reprezintă un aspect foarte important al microhidrocentralelor, motiv pentru care paragraful de faţă descrie stadiul construcţiilor hidrotehnice din România privind acest aspect.
Deoarece a fost publicat de către unul dintre membrii echipei de cercetare un articol în aceste sens la o conferinţă cu participare internaţională, se va prezenta articolul în original.
B. Popa, Andreea Gălie. State of the art of fish passes for hydrotechnical developments in Romania. Buletinul Universităţii Petrol – Gaze din Ploieşti, Vol. LX, No. 4B/2008, pp. 121-126, Seria tehnică, 2008, ISSN: 1224-8495, CNCSIS B+.
State of the art of fish passes for hydro-technical developments in Romania
Bogdan Popa1, Andreea Galie2
1University Politehnica of Bucharest, 313 Spl. Independentei, sect. 6, Bucharest, Romania [email protected] 2National Administration “Apele Romane”, 6 Edgar Quinet Street, Sect 1, Bucharest, Romania [email protected]
Abstract
Romania, as member state of the European Union, must implement the Water Framework Directive where is stipulated, among others, that the hydro-technical developments must insure the longitudinal and transversal connectivity of the river. In this way, weirs must be envisaged with fish passes for the migrating aquatic fauna. The paper presents the state of the art of the existing fish passes in hydro-technical developments in Romania and what is to be envisaged for the future developments.
Keywords: Water Framework Directive, river continuity, migratory species, fish passes
1. Introduction
Romania, as member state of the European Union, must implement the Water Framework Directive 2000/60 (WFD) whose provisions were transposed in Romanian legislation. WFD provisions cover some other European water directives aiming at water protection.
Running waters are called the “vital lines of communication in nature”. The character of ecosystem is determined naturally by a complex and extraordinarily complicated structure involving numerous abiotic (non-living) and biotic (living) factors. Thus a change in only one of the parameters provokes a chain of very different effects on the living communities of running waters (biocoenoses) [1]. Therefore, according to Water Framework Directive, water status (water quality) means ecological status including biological, physic-chemical and hydro-morphological quality elements as well as chemical status (priority substances). The main aim of Water Framework Directive is “good” water status of all waters in Member Sates, in 2015.
One of hydro-morphological quality elements of ecological status is river continuity. The river continuity is defined as the transfer of energy, substance and organisms through a hydrological landscape. Water works should assure the longitudinal, lateral and vertical continuity of the river and the variability of hydrological regime over time.
One of biological quality elements of WFD is fish. Many fish species undertake more or less extended migrations as part of their basic behaviour. Amongst the best known examples are salmon (Salmo salar) and sturgeon (Acipenser sturio), which often swim several thousands of kilometres when returning from the sea to their spawning grounds in rivers [1]. In addition to these long-distance migratory species other fish and invertebrates undertake more or less short-term or small-scale migrations from one part of the river to another at certain phases of their life cycles. The longitudinal water works are barriers on migration routes. Some engineering solutions had to be found in order to re-establish the river continuity, the upstream or downstream migration of aquatic organisms over obstructions to migration such as dams and weirs. The general term of such structures is fish passes. There are several types of fish passes depending of design principles namely fish pass, fish ladders, bottom ramp, protection (bottom) sill, by-pass channels, fish ramps, pool pass, fish lock, fish lift.
2. Some fish passages built in Romania
The river continuum concept was defined in late 70’s, beginning of 80’s. Since that time, the Romanian experts tried to take into account the river continuum concept. Some fish passages were built.
A fish ladder as shown in figure 1 was build for the Aleu water intake for water supply of Stei town within Crişuri Water Directorate, about 30 years ago. The Crişuri Water Directorate is one of the 11th river basins directorates of National Administration “Apele Române”. The Romanian water authority is managing the water at the river basin level. There are 11 main river basins in Romania.
Fig.1. The fish ladder of the Aleu water intake in the Crişul Negru river (source: Crişuri Water Directorate)
Another fish ladder was built within Siret Water Directorate, at Paşcani dam. The dam was built for industrial water supply (water intake and pumping station) for Paşcani town and it was put into operation, in 1980. The dam is 17 m height and it was designed by AQUAPROIECT SA – Bucureşti. The orifice for fish ladder was built close to water intake. Its dimensions are 0.6x0.6 meters and it can be closed manually with a valve of 0.5x0.5 meters.
After the WFD was coming into force and transposed to Romanian legislation, some fish passages were designed and built. On the Teleajen River there are built two fish ladders having two owners: ESZ. Prahova and SC Elsid SA Titu. The first one is built within the dam for water supply of Vălenii de Munte town. The ladder is placed in right side of the Teleajen River, its length is 45 m and it has 19 steps with 80 cm width each. The second one is 3 m height, has 14 steps with 20 cm width (figure 2). It is placed in the left side of the Teleajen River and was built in 2007.
The main problem of the fish passages built in Romania is that they are not functional.
Fig. 2. The fish ladder of the Sc Elsid SA Titu in the Telejen River within Ialomita-Buzau Water Directorate (source: Ialomita-Buzau Water Directorate)
3. New requirements in Romanian legislation regarding hydro-technical developments
The Ministerial Order no. 1163/2007 referring to the technical solutions for designing and building of water works or rehabilitation of the old ones published in the Official
Monitor no. 550/13.08.2007 highlighted the principles of river continuum and the concept “more room for the river”. Some principles that should be considered are mentioned below [2]:
- the natural mobility of the water course;
- the man influence on river should be minimized as possible; canalization, modifying the water course’s geometry, hard engineering works should be avoided;
- the cross-sectional water works with height greater than 40 cm should be designed with fish passages in case that there are migratory species on that particular river, exception the cases where the solution is cost disproportionate;
- minimum in-stream flow requirements for conserving aquatic flora and fauna should be assured downstream of the water works.
4. Recommendations for fish passages design and construction
The technical normative to apply the Ministerial Order has not been published yet. Some recommendations to design the fish passages in order to assure the migration of aquatic biota are itemed below.
• In practical applications, the possible dimensions of any fish migration aid are strictly limited by hydraulic and economic constrains especially on large rivers. Therefore, the position of fish passage is very important within the dam. It is possible to be the case, to build several fish passages, for only one dam in order to assure the migration for all species. As an example for McNary Lock and Dam two fish passages should be build for hydropower generation dam, one next to the hydro-electric power plant and another one next to the dam (figure 3).
• The most important design principle of fish passage is that maximum flow velocity should not exceed 2 m/s. The dimensions, life cycle, ability and performances for swimming of the fish living in the river should be considered in order to design an efficient fish passage.
• The fish passage should look like the natural riverbed (e.g. the fish passage slope, the type of substrate should be the same as those of the river).
• The water falls with air should be avoided.
• For most of the fish passages, the maximum slope varies between 1:5 and 1:10 depending on the design principle chosen. The fish swimming performers including their life cycles and also the needs of week species should be taken into account when the length of the fish passages is established.
• In case of barriers with big height, some resting pools should be design. The fish need to rest after the effort caused by ascension. The resting pools should be placed in such a manner that the difference in level is not greater than 2 m. For example, The Denil fish
passage – the most known type – foreseen resting pool for each 10 m-length of passage sector for salmonid species and 6-8 m for cyprinid species.
• The fish passages should be operational all the year, excepting the extreme events – low or high water (but no more than 30 days low water and also 30 days high water) when anyway the fish migration is low. For example, for salmonid species, in case of low water, the average depth should be greater then 0.3 - 0.4 m.
• The works should be done according to biological needs of aquatic species including their life cycle (e.g. for migratory species the works should not be carry on in the migration period).
Fig. 3. Fish passages - McNary Lock and Dam in The United States
(source: http://en.wikipedia.org/wiki/Image:McNaryDiagram60percent.jpg and Google Earth)
In Romania, even though concerns on river continuum were shown since the definition of the concept, few fish passages were built. The existing ones are not functional. More effort should be put in rehabilitation of the old fish passages and on their monitoring.
In the last decades, complex computer programs for modelling of environmental resources were elaborated. In Romania, modelling activity on biological resources is not well developed. The modelling tools for biological processes are strongly required. More studies on habitats of migratory fish species and their swimming performances should be done in order to design efficient fish migration aids. More effort should be put in understanding the ecosystems dynamics and the links between them and river flow and morphology.
Due to the fact that one of the quality elements of WFD is river continuity mentioned in the Ministerial Order no. 161/2006 on water quality classification, fish passages should be built for new regarding hydro-technical developments where migratory fish species are living as well as for the old cross-section structures unless human water usage is not significantly influenced or the costs of constructions are disproportionate.
Knowledge transfer from researchers to water managers as well as a joint effort among biologists, chemists, river engineers, and economists is required in order to fulfil the provisions of Water Framework Directive transposed in Romanian regulations.
References
[1] Fish passages – design, dimensions and monitoring, Deutscher Verband für Wasserwirtschaft und Kulturbau e.V., DVWK (German Association for Water Resources and Land Improvement) - English version published by Food and Agriculture Organization of the United Nations
[2] Ministerial Order no. 1163/2007 referring to the technical solutions for designing and building of water works or rehabilitation of the old ones published in the Official Monitor no. 550/13.08.2007
Situaţia scărilor de peşti pentru amenajările hidrotehnice în Romania
Rezumat România, ca stat membru al Uniunii Europene, trebuie să implementeze Directiva Cadru a Apei, unde este stipulat, printre altele, că amenajările hidrotehnice trebuie să asigure conectivitatea longitudinală şi transversală a râului. În acest sens, barajele trebuie prevăzute cu scări de peşti pentru fauna acvatică migratoare. Articolul prezintă situaţia scărilor de peşti existente la amenajările hidrotehnice din România şi ce trebuie avut în vedere pentru amenajările ulterioare.
“Layman's guidebook on how to develop a small hydro site”, prepared under contract for the Commission of the European Communities, Directorate-General for Energy, by the European Small Hydropower Association (ESHA), 1997.
B. Popa, A. V. Paraschivescu. Introducere în utilizarea energiei apelor. Editura Politehnica Press (cod CNCSIS 19), 226 p., Bucureşti, 2007, ISBN 978-973-7838-36-0.
B. Popa, Al. Marin, G. Darie. ENERGII REGENERABILE & EFICIENŢA ENERGETICĂ. GHID DE INSTRUIRE destinat personalului financiar în scopul efectuării unor analize calificate a proiectelor de Eficienţă Energetică şi Surse Regenerabile de Energie. Cap. 4. Microhidrocentrale, p. 91-112. FIP-TREET, Energy Efficiency Finance Kit, 2007, ISBN 978-973-8489-37-0.
Guidebook on the RES Power Generation Technologies: CRES, CENERG and ZREU, Leonardo da Vinci Project, contract no: EL/99/2/011015/PI/II.1.1.b/FPI, August 2001.
International Water Power and Dam Construction Handbook (1996).
Renewables for power generation. Status & Prospects, International Energy Agency, 2003 Edition.
Teodoro Sanchez, SMALL HYDRO AS AN ENERGY OPTION FOR RURAL AREAS. The ITDG-Peru office experience, Second WCD Regional Consultation on “Large Dams and their Alternatives in Latin America: Experiences and lessons learnt” , Sao Paulo, Brazil, August, 1999.
World Energy Outlook 2000, International Energy Agency
