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

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 101 8.7. SISTEME DE CONDUCERE DISTRIBUITĂ LA CENTRALELE HIDROELECTRICE CU TURBINE KAPLAN 8.7.1. Schema bloc de comandă Turbinele de tip Kaplan cu puteri nominale între 175 şi 220MW au posibilitatea unui reglaj dublu al debitului de apă turbionat (deci reglaj de putere şi turaţie) şi anume prin comanda paletelor aparatului director al statorului prin care se asigură reglajul brut al debitului şi prin comanda unghiului de înclinare al paletelor rotorului, prin care se asigură maximizarea randamentului de conversie a energiei hidraulice în energie mecanică În plus, centralele hidroelectrice de mare putere au în componenţa lor 4 până la 12 grupuri hidroenergetice ce vor utiliza împreună apa stocată în lacul de acumulare şi în acest caz, pentru optimizarea funcţionării lor, se impune un sistem ierarhizat şi distribuit de conducere aşa cum este implementat şi la centrala hidroelectrică Porţile de Fier I de către firma Sulzer Hydro. Structura unui sistem de conducere este prezentat în figura 8.85, schema bloc permite înţelegerea configurării sistemului şi conexiunile între componentele diferitelor niveluri de automatizare. Arhitectura sistemului este structurată pe 3 niveluri de automatizare: -Nivelul 1 -cuprinde echipamentele de conducere din sala maşinilor, sistemele de conducere al grupurilor energetice şi sistemele auxiliare ale centralei formate din sistemele de reglare şi conducere adaptivă a turbinelor. -Nivelul 2 cuprinde serverele de stocare a datelor şi staţiile operatorilor ce asigură controlul grupurilor hidroenergetice din camera centrală de comandă - staţia inginerilor de sistem ce asigură întreţinerea şi configuraţia sistemului. -Nivelul 3 situat de asemenea în camera de comandă cuprinde sistemul de monitorizare al centralei, având ca funcţiuni: sistemul de diagnoză, control conexiuni şi sistemul de monitorizare al debitelor. Structura şi funcţiunile fiecărui sistem va fi analizată în cadrul acestui subcapitol. Această structură asigură o completă descentralizare a sistemului de conducere, echipamentele fiind conectate în reţea prin legături de comunicaţii realizate cu cablu electric sau fibră optică. În figura 8.86 este prezentată arhitectura Unităţii de control pentru unul din grupurile centralei, în care se observă dublarea regulatoarelor pentru reglarea parametrilor generatorului şi turbinei, în scopul creşterii siguranţei în funcţionare al grupului hidroenergetic. Sistemul de conducere conţine calculatoare dedicate pentru automatizare şi monitorizare, dispozitive de programare, regulatoare programabile, sisteme şi echipamente de reglare, sisteme de monitorizare şi operare (interfeţe om-maşină) formând un tot unitar (hardware şi software) care permite controlul complet al producerii şi distribuţiei energiei electrice. Toate aceste echipamente sunt conectate în cadrul fiecărui nivel printr-o serie de magistrale adecvate fluxului de date transmis. Sistemul de magistrale de comunicaţii ale centralei asigură legătura între staţiile de operare şi serverele instalate în camera de comandă cu staţiile de reglare şi operare din sistemul de reglare situat în cabinetele din sala maşinilor. Panourile de operare (PO) situate în sala maşinilor permit realizarea operărilor locale de către personalul de specialitate şi sunt conectate la PLC-urile ce asigură controlul hidroagregatelor. Sistemul de comandă locală permite executarea manevrelor necesare pentru sincronizarea manuală şi comenzile de urgenţă asupra elementelor de execuţie mecanice, electrice sau hidraulice pe baza unui tablou mic cu configuraţie clasică conectat la sistemele de control ale hidroagregatului. Conducerea automată a higroagregatelor se poate realiza fie din camera de comandă fie din cabinetele locale, comutarea de pe local pe central se poate realiza cu ajutorul cheilor de comandă existente pe panoul regulatoarelor, aşa cum se observă din schema din figura 8.86.

102 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II INSTALAŢII SALA MAŞINILOR CAMERA DE COMANDĂ SISTEM DE MONITORIZARE CENTRAL Panou Videoproiecţie Terminal Operator 1 Terminal Operator 1 Sistem Diagnoză Control Conecsiuni Monitorizare Debite HUB STAŢIE INGINERI SERVER 2 SERVER 2 OLM OLM OLM Conducere Grup -Regulator 1 -Regulator 2 -Sincronizare -Măsurări Temperaturi -Panou Operator Operator local SISTEM DE CONDUCERE GRUP 1 G1 Regulator Turbină Protecţii Electrice OLM OLM OLM Diagnoză Debit Monitorizare -Regulator 1 Regulator turbină Avarii generator Debite -Regulator 2 Regulator excitaţie Presiuni Măsurare -Sincronizare Protecţii generator diferenţiale Înregistrare -Panou Protecţie excitaţie Cavitaţie Totalizare Operator Vibraţii Gn G3 G2 Operator local OLM OLM OLM Sisteme auxiliare ale Centralei Răcire cu aer şi apă Sistem de încălzire Protecţie incendii Compresoare de aer Nivel inundaţii centrală Alimentare cu apă Sistem de ungere Magistrală Proces Sala Maşinilor Sistem Unităţi auxiliare Răcire cu aer şi apă Sistem de încălzire Protecţie incendii Compresoare de aer Întreruptoare electrice Alimentare cu apă Sistem de ungere Porţi batardou Senzori/Instrumentaţie Turbină Limitatori Senzori Presiune Nivel analogici I S. Didtribuţie Joasă Tensiune Senzori Diagnoză Cavitaţie Spărturi, aer Vibraţii lagăre radiale/axiale Vibraţii radiale relative Vibraţii corp Deversare parţială Valori de proces Senzori/Instrumentaţie Generator Senzori analogici - Tensiuni - Curent - Puteri - Intreruptoare Fig. 8.85. Arhitectura sistemului de conducere al centralei hidroelectrice

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 103 Magistrală Proces Sala Maşinilor TE TE TE TE TE TE TE TE TE TE TE TE ProfiBus DP CPU CP CPU CP Module I/O Module I/O Simatic S7 400 Simatic S7 400 Sincronizare - Automată - Manuală Verificare RT1 RT2 Dev Vs R n MW Mvar V A Protecţii generator Protecţie excitaţie OP Panou aparate indicatoare Op. Local Op. Local Automat Manual Local Central AVR Regulator Viteză AE Regulator Excitaţie Avarii generator Presiuni diferenţiale Cavitaţie Vibraţii Debite Măsurare Înregistrare Totalizare Regulator 1 Regulator 1 Sincronizare Măs. Temp. Principal Rezervă Conducere Grup Regulator Turbină Protecţii Electrice Diagnoză Debit Monitorizare SISTEM DE CONDUCERE GRUP 1 G1 OLM OLM OLM OLM Operator local Operator local OLM OLM OLM OLM OLM STAŢIE INGINERI SERVER 2 SERVER 2 HUB Fig. 8.86. Arhitectura sistemului de conducere al grupului hidroelectric

104 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II 8.7.2. Sistemul de monitorizare al centralei hidroelectrice 8.7.2.1. Funcţiuni generale Este realizat cu sisteme de conducere distribuite pentru procese complexe. Firmele producătoare (Siemens, ABB, Foxboro, etc) asigură întreaga gamă de echipamente şi produsele software adecvate care să asigure toate cerinţele impuse de exploatarea grupurilor hidroenergetice de mare putere dotate cu turbine Kaplan. Se vor prezenta în continuare funcţiunile de monitorizare ce se asigură pentru grupurile hidroenergetice de 178 MW precizându-se componentele sistemului distribuit produs de Siemens-Platforma SIMATIC S7. Sistemul software pe staţiile centrale din camera de comandă este asigurat de software-ul SIMATIC WINCC ce lucrează sub Windows NT, operând ca un sistem multiutilizator. Din schema bloc, prezentată în figura 8.85, rezultă structura sistemului de control pentru WINCC ce cooperează cu sistemul central, către nivelele superioare şi cu nivelul procesului, către nivelele inferioare. Modul de operare este de tipul client-server şi se derulează în conformitate cu următoarele taskuri: a) Taskuri pentru calculatoarele server: - înregistrarea imaginilor procesului şi mesajele de la PLC montate în sala maşinilor; - capturarea comunicaţiilor dintre servere şi PLC-uri prin reţelele de comunicaţii; - distribuirea datelor proceselor de la servere la calculatorul client şi controlul stărilor proceselor din centrală, serverele determină sarcinile masterelor pe parcursul zilei. b) Taskuri pentru calculatoarele client: - staţiile client operează şi monitorizează întregul proces; - clienţii distribuie toate stările serverelor corespunzătoare prin reţeaua de calculatoare; - toţi clienţii, în cea mai mare parte sunt identici şi au aceleaşi drepturi, din punct de vedere al distribuţiei software. 8.7.2.2. Caracteristicile sistemului de conducere a) Stocarea datelor: Datele se exportă la mediile de date externe pentru stocare pe lungă durată (MOD - Magnet Optical Drive). Aceste date includ arhivele de alarme măsurate, arhivele de valori şi legături vor fi automat exportate acolo unde un nivel de setare a fost atins corespunzător unui ciclu specific. Aceste medii de stocare externe sunt conectate la o staţie server. Pachetul stocat controlează distribuţia datelor. b) Redundanţă- Funcţiile de redundanţă ale Wincc compară arhivele de valori măsurate şi arhivele de alarmă în mod automat şi realizează egalizarea lor. Redundanţa este asigurată de existenţa a două servere centrale ce funcţionează în paralel, iar redundanţa funcţională se bazează pe următoarele funcţiuni: - Sincronizarea timpilor procesului (staţii operator, PLC); - Valorile procesului şi mesajele de la nivelurile PLC-urilor de proces sunt trimise la ambele servere în acelaşi timp, în paralel; - Mesajele trimise prin PLC-uri conţin un timp al mesajului pus la intrările disponibile; - Ambele servere au sistemul propriu de redundanţă; - Alimentarea electrică neîntreruptă prin UPS-uri. Ajustarea arhivelor este realizată prin funcţii predefinite şi rulează în paralel în procesul de control şi arhivare sub mediul WINCC. Aceasta asigură faptul că procesul poate fi controlat şi monitorizat în orice moment de timp. Serverele se monitorizează permanent unul pe altul şi pot recunoaşte uşor defectele ce apar la partener iar dacă este necesar se trimite un mesaj de control pentru verificare.

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 105 c) Comunicaţii Se utilizează următoarele standarde de comunicaţii în cadrul structurii realizate cu reţeaua SIMATIC: - Ethernet industrial sau Profibus, ca magistrale de sistem; - Profibus DP ca magistrale de câmp utilizând modulele de conectare ET200; - interfaţa multipunct (MPI - multi point interface) pentru instalaţiile mici. Pentru sistemul EMS/SCADA şi diagnoză se utilizează o interfaţare separată care asigură legături heterogene utilizând protocolul universal TCP/IP conectat ca o reţea de calculatoare între staţiile client. Acest protocol de reţea este în concordanţă cu sistemul de operare Microsoft Window NT. 8.7.3. Structura software a sistemului de control al instalaţiei În figura 8.87 este prezentată distribuţia software pe nivele funcţionale pentru clasa de echipamente numerice ale sistemului SIMATIC 7. Siemens WINCC Staţii Microsoft Windows Client a Măşti statice Variabile referitoare la imagini de proces Operare şi observare Client n Măşti statice Variabile referitoare la imagini de proces Operare şi observare Date online Reţea de PC Siemens WINCC Staţii Microsoft Windows Magistrală staţii de date on-line Siemens SIMATIC S7 PLC Server 1 (activ) Variabile de proces Imagini statice Supervizare redundanţă Arhive de semnale Arhive pe termen scurt Managementul arhivelor (stocare) Manevrare date arhive Răspunsuri Anunţuri Conducerea numerică A -Anunţuri cu marker de timp -Reglarea automată a unităţilor -Supervizare redundanţă -Detecţie nivel funcţiune -Magistrală a sistemul de control -Program de funcţionare -Comunicaţia la regulatorul turbinei -Sistem de protecţie Server 2 (stand-by) Supervizare redundantă Staţie inginerie Software Baze de date Conducere numerică B Supervizare redundantă Comunicaţi DTL Software propriu Alte sisteme Software propriu Fig.8.87. Distribuţie software pentru SIMATIC S7

106 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II Pentru reducerea timpului de prelucrare, stocare şi transmitere a informaţiei, diferitele echipamente lucrează cu software dedicat, coordonate de softul de management al reţelei. 8.7.4.Sincronizarea temporală Sistemul lucrează cu ceas de tact global pentru sincronizarea componentelor sistemului de reglare a procesului. În general la aceste sisteme de conducere distribuită sunt disponibile două categorii de timp pentru recepţia datelor şi momentul de timp în staţiile operator: un receptor DCF 77 pentru echipamentele utilizate în Europa şi un receptor GPS (Global position system) WIN GPS pentru utilizare în întreaga lume. Toate echipamentele sunt conectate prin intermediul magistralei Ethernet industrial şi sistemul de operare asigură automat coordonarea tuturor activităţilor cerute pe baza sincronizării pe magistrala sistemului. Aceste funcţiuni sunt incluse în software-ul staţiilor server. Panoul şi regulatorul turbinei vor fi sincronizate pe calea legăturii de comunicaţie. Timpi mici de întârziere care apar vor fi compensaţi automat de sistemul software Sistemul de protecţie electric poate fi sincronizat direct de la receptorul GPS. În figura 8.88 este prezentată schema sincronizării temporale la diverse niveluri ale sistemului. Alte echipamente (de exemplu echipamentele de reglare numerică, echipamentele de câmp) pot să nu fie sincronizate. Staţie Operator 1 Staţie Operator 2 Sistem Diagnoză 1 2 Staţie Inginerie WinCC-Server 1 WinCC-Server 2 GPS Staţie Operator 3 Staţie Operator 4 Server 1 Server 1 Sistem de Protecţie Electrică Server S incronizare în timp Reglare Numerică Grup 1 Modul A Modul B Reglare Numerică Grup 2 Echipamente Auxiliare Fără Sincronizare Aparatură de câmp Fig. 8.88. Sincronizare temporală

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 107 8.7.5. Comunicaţii - standarde de reţea Tabelul 8.10 prezintă tipurile de magistrale utilizate în sistemul SIMATIC S7 şi standardele legăturilor de comunicaţii pentru sistemul de monitorizare a unei centrale electrice. Tabelul 8.10. Tipuri de magistrale utilizate Tip Suport fizic Protocol Rată de Standarde Locul de transfer utilizare Ethernet Cablu fire SEND/RECEIVE 10 Mbit/s IEEE 8o2.3 Magistralăsistem industrial torsadate perechi Fibră optică S7-Funcţiuni Magistralăreţea Ethernet Idem TCP/IP 10 Mbit/s IEEE 802.3 Idem Profibus RS485 DP 9,6Kbit/s EN50170 CAN bus Cablu fire perechi torsadate Conexiuni RS232 Point-to- Point Firmă 3964R RK512 1,5Mbit/s 8.7.6. Camera de comandă locală În camera de comandă situată în sala maşinilor sunt instalate două posturi de lucru pentru operatori cu un sistem complet de monitorizare a grupului şi o staţie de operare şi diagnostic. În faţa celor doi operatori se află instalat un sistem video. În camera de comandă se află imprimantele pentru tipărirea evenimentelor (manevre, schimbări, operaţii) şi alarme. Tot în camera de comandă este locul staţiei de inginerie de la care se asigură configurarea şi modificările în funcţionarea sistemului de conducere al grupului energetic. În dreptul fiecărui grup hidroenergetic se află tablourile de manevră pentru operatori în interiorul cărora şi în dulapurile din spatele acestora se află montate PLC-urile, şirurile de cleme pentru conexiunile la echipamentele de măsurare a parametrilor şi echipamentelor de execuţie. De asemenea, se află echipamentele numerice de detecţie a defectelor. Echipamentele sunt conectate între ele prin ansamblul de cabluri ce leagă posturile de lucru şi tablourile locale cu sala maşinilor şi camera centrală de comandă. La centralele de mare putere având un rol special în sistemul energetic se realizează un punct central de control situat în camera centrală de comandă. Punctul de control central se conectează la magistrala staţiei şi el asigură funcţiile de management principal al centralei. În aceste sisteme se efectuează calculele de optimizare a funcţionării grupurilor şi managementul energetic. Vizualizarea şi indicarea distribuţiei de energie este realizat pe ecranele de control ale centralei precum şi vizualizarea activităţilor de diagnosticare a instalaţiilor şi echipamentelor. Indicaţiile detaliate ale punctelor de operare ale turbinelor şi generatoarelor sunt prezentate pe diagrame de operare specifice. Funcţiunile principale în punctul central de comandă sunt: - Privire de ansamblu a conducerii energetice a întregii centrale electrice; - Controlul frecvenţei şi puterii debitată de centrală cu ajustarea mărimilor prescrise a puterii grupurilor şi o ajustare a raportului frecvenţă - putere. În figura 8.89 este prezentată schema bloc a sistemelor de conducere şi reglare din punctul central de comandă. local local

108 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II Dispecer Central Dispecer Local Sistem de Monitorizare MW total MVAr total MW G1 MVAr G1 Optimizare Vizualizare la Sistem Diagnoză Reglare f - P Reglare U - Q f P i U Q i MW/Hz ΣP i MVAr/V ΣQ i PI 1 PI 2 Control Central Debit turbină pentru Reglare debit turbionat [m 3 /s] Sistem Digital Sistem Digital PI DTL1 PI AVAr PI DTL2 PID PID PID MW f % MVAr V A MW f % Fig. 8.89. Schema bloc a sistemului din Camera de comandă Sistemul de reglare din puntul central permite controlul general al grupurilor hidroenergetice ale centralei asigurând următoarele funcţiuni: - comanda turbinelor pentru a asigura frecvenţa sau puterea activă pe centrală prin regulatorul PI 1, ce primeşte ca mărime de reacţie fie frecvenţa tensiunii la barele generatoarelor, fie puterea totală debitată de grupurile în funcţiune totalizată de sumatorul ΣP i ; - comanda sistemelor de control al excitaţiei generatoarelor, pentru reglarea tensiunii sau puterii reactive debitată de centrală, prin regulatorul PI 2, ce primeşte ca mărime de reacţie fie tensiunea la barele centralei, fie suma puterilor reactive debitate de grupuri totalizată de sumatorul ΣQ i ; Mărimile prescrise pentru regulatoarele PI 1 şi PI 2 poate fi transmise de la dispecerul energetic zonal sau naţional, de la dispecerul local sau de la sistemul de monitorizare din camera de comandă a centralei. Semnalele de ieşire ale acestor regulatoare se transmit ca referinţă blocurilor de reglare DTL Reglare debit turbină şi AVAr Reglare tensiune sau putere reactivă pentru fiecare grup hidroenergetic în parte. Prin sistemul digital de distribuşie se poate alege şi varianta transmiterii mărimilor prescrise MW sau MVAr de la sistemul de monitorizare al centralei. Ca mărime de reacţie la regulatoarele DTL se aplică fie reacţia după puterea activă a grupului comandat, fie reacţia după frecvenţa tensiunii la barele de ieşire. La regulatorul AVAr mărimile de reacţie vor fi Puterea reactivă debitată de grup în sistem sau tensiunea la bornele generatorului, în funcţie de regimul de reglare ales. Ieşirile acestor regulatoare se transmit ca mărimi prescrise la regulatorul turbinei pentru reglarea puterii active sau turaţiei grupului şi la regulatorul de excitaţie pentru reglarea tensiunii generatorului sau a puterii reactive debitate în sistemul energetic.

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 109 8.7.7. Sistemul de monitorizare a debitelor Sistemul asigură monitorizarea debitului cumulat pentru divizarea energiilor hidraulice între cele două centrale, partea română şi partea iugoslavă. Instalat în punctul central de comandă este conectat direct la regulatoarele turbinelor de la care primeşte semnale de la traductoarele de turaţie şi presiune şi de la traductoarele poziţiilor paletelor rotorului şi statorului. Cumularea debitelor individuale ale fiecărui hidroagregat se realizează prin modulele DTL de comandă şi se transmite la sistemul de control al centralei prin intermediul punctului central de comandă. Suplimentar se transmite un semnal la un totalizator extern care este montat în camera de comandă pentru debitul complet şi în fiecare panou de comandă pentru debitul specific. Schema bloc a sistemului de monitorizare a debitelor este prezentat în figura 8.90. Mag. Ethernet Industrial NIVEL REGLARE GRUPURI Sala de Comandă Panou control 78423 Contor debit V Server 1 P PLC Mag. ProfiBus 1 78423 Contor debit Magistrală CAN Regulatoare Turbină Grup 1 Senzori 4-20 ma Grup 2 Grup 2 V- Traductoare poziţie clapete stator şi rotor P- Traductoare de presiune la intrarea în turbină 78423 Contor debit Grup n V P Senzori 4-20 ma Fig. 8.90. Sistem de monitorizare a debitelor pe centrală Funcţiunile sistemului de monitorizare sunt: - Calculul debitului fiecărei turbine prin metode specifice numit uzual software Module for the Descharge Calculation (o variantă este prezentată în paragraful 8.7.8.2); - Verificarea acurateţei serviciilor de exploatare prin corelarea pe termen lung utilizând metode bazate pe relaţiile Putere/Cădere hidraulică (de exemplu metoda SIMPA). Aceste metode de calcul şi verificare pot fi instalate permanent în submodule software, pe baza cărora se pot programa uşor algoritmi de calcul ce vor genera mărimile prescrise pentru puterea activă sau reactivă ce se transmit la sistemul de conducere a centralei.

110 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II 8.8. REGLAREA AUTOMATĂ A TURBINELOR KAPLAN 8.8.1. Scheme tehnologice În figura 8.91 se prezintă o secţiune longitudinală printr-un grup termoenergetic prevăzut cu turbine Kaplan, cu rotor cu palete reglabile. Apa din canalul de aducţiune este dirijată de distribuitorul circular, ce înconjoară statorul turbinei, printre paletele directoare de reglaj ale statorului, către zona rotorului. Distribuitorul circular îşi micşorează continuu secţiunea de la intrare către partea finală a acestuia pentru a asigura menţinerea constantă a vitezei apei la intrarea în spaţiul dintre palete. Apa dirijată de paletele reglabile ale distribuitorului pătrunde perpendicular pe axul turbinei iar apoi direcţia sa se schimbă cu 90 de grade datorită canalului director, părăsind turbina în lungul axului acesteia. Mişcarea în distribuitorul circular şi apoi forma paletelor statorului dau jetului de apă un efect turbionar (de rotire) în jurul centrului de fluid, efect accentuat de forma de elice cu pas variabil a paletelor reglabile ale rotorului. Aşa cum se observă din figurile 8.91 şi 8.92, paletele rotorului se pot roti în jurul axului lor, perpendicular pe axul turbinei, şi asigură o secţiune variabilă de trecere a apei, pentru a asigura o forţă de reacţiune maximă. Generator Sincron Fig. Elemente turbină Kaplan Turbinele Kaplan au două posibilităţi de reglare a debitului ce poate fi turbionat şi anume: -Prin comanda poziţiei paletelor statorului prin care se modifică secţiunea de trecere a apei din inelul de distribuţie în camera rotorului. Prin comanda unghiului de înclinare a paletelor rotorului prin care Sistem se asigură de comandă pe de o Aparat Director parte o variaţie a secţiunii de trecere deci o anumită viteză de curgere a apei dar şi funcţie de unghiul de înclinare faţă de direcţia de curgere a apei un anumit grad de transformare a energiei cinetice a apei în energie mecanică prin efectul de reacţie ce apare la trecerea apei prin rotorul de tip elice al turbinei. În acest mod debitul prin turbină Q depinde de: Palete Stator - Palete unghiul Stator de deschidere al paletelor statorului (Guide vane position) -Y PS (Aparat - unghiul Turbină de înclinare al paletelor rotorului (Runner blade angle) -Y PR director) Direcţie - căderea de netă H ce se ia în calcul în transformările energetice, ce se poate exprima ca o funcţie de cădere statică (reală) H s şi debitul turbionat: Direcţie de intrare a apei intrare a apei în Turbină H=H(Q,H S ) în Turbină - turaţia turbinei n ce permite determinarea coeficientului de viteză dimensional K u = f(n,h) (rapiditatea turbinei) - caracteristica de curgere a debitului de apă ce se determină experimental şi poate fi Palete Rotor aproximată pentru o anumită amenajare hidroenergetică Rotor Turbină printr-o expresie polinomială de un anumit ordin. În figura 8.93 este prezentată schema bloc de calcul a debitului turbionat funcţie de mărimile caracteristice ale hidroagregatului menţionate. Canal de evacuare apă Fig. 8.91. Grup hidroenergetic cu turbină Kaplan - Secţiune

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 111 Se observă în figura 8.92 o serie de elemente constructive ce asigură următoarele funcţiuni: - Reglarea înclinării paletelor rotorului pentru asigurarea unei anumite eficienţe a turbinei (SARPR) - Elementele de comandă a paletelor statorului ce asigură reglarea debitului de apă turbionat; - Sisteme de ungere a lagărelor turbinei şi a rulmentului de susţinere a rotorului agregatului; - Măsurarea vibraţiilor relative (rotor stator) şi absolute, longitudinale şi axiale, în diverse puncte de-a lungul axului rotor turbină generator cu senzori de vibraţie adecvaţi; -Măsurarea temperaturilor înfăşurărilor şi miezului statorului şi rotorului, etc. Circuite de ungere şi răcire Senzori de vibraţii ale axului rotorului: Senzori temperaturi Rotor şi stator Rotor Generator Circuite de ungere şi răcire Indicator de uzură Senzori de vibraţii ale axului rotorului: -vibraţii longitudinale -vibraţii transversale -vibraţii relative Senzori vibraţii Clapete de reglare stator Canal de apă Senzor de vibraţii absolute Corp turbină Clapete de reglare stator Senzor Cavitaţie (Zgomot apă) Palete Rotor Rotor Turbină SARPR Nivel apă Legendă: SARPR sistem de acţionare Rotire palete rotor - sens de curgere al apei prin turbină Fig. 8.92. Grup hidroenergetic cu turbină Kaplan - Senzori şi sisteme de acţionare -

112 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II 8.8.2. Principii de conducere Turbinele Kaplan au două posibilităţi de reglare a debitului ce poate fi turbionat şi anume: - Prin comanda poziţiei paletelor statorului ce modifică secţiunea de trecere a apei din inelul de distribuţie în camera rotorului. - Prin comanda unghiului de înclinare a paletelor rotorului ce asigură pe de o parte, o variaţie a secţiunii de trecere deci o anumită viteză de curgere a apei dar şi funcţie de unghiul de înclinare faţă de direcţia de curgere a apei, un anumit grad de transformare a energiei cinetice a apei în energie mecanică prin efectul de reacţie ce apare la trecerea apei prin rotorul de tip elice al turbinei. În acest mod debitul prin turbină Q depinde de: - unghiul de deschidere al paletelor statorului (Guide vane position)-y PS - unghiul de înclinare al paletelor rotorului (Runner blade angle)-y PR - căderea netă H ce se ia în calcul în transformările energetice, ce se poate exprima ca o funcţie de cădere statică (reală) H S şi debitul turbionat: H=H(Q,H S ) - turaţia turbinei n ce permite determinarea coeficientului de viteză dimensional K u =f(n,h) (rapiditatea turbinei) -caracteristica de curgere a debitului de apă ce se determină experimental şi poate fi aproximată pentru o anumită amenajare hidroenergetică printr-o expresie polinomială de un anumit ordin. În figura 8.93 este prezentată schema bloc de calcul a debitului turbionat funcţie de mărimile caracteristice ale hidroagregatului menţionate. Y ps Y pr n H s H=H(H S,Q) H K u =f(n,h) K u Caracteristica de curgere (polinom de ordin N) Conversie în m 3 /s Fig.8.93. Schema bloc de calcul a debitului turbionat În fig. 8.94 sunt prezentate caracteristicile de curgere a apei prin amenajarea hidroenergetică. K e Q [m3/s] 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Y ps 90% Debite Q(H i ) 85% 80% 75% Randamente 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Y pr F1 F2 F3 40MW 80Mw 120MW 180MW Fig.8.94.Caracteristicile de curgere ale unei amenajări hidroenergetice

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 113 Firma Sulzer Hydro recomandă pentru turbinele Kaplan cu puteri între 178MW şi 210MW următoarele forme polinomiale 2 5 2 3 Kc = a1 YPS + a2yps +... + a5yps + b0 + b1y PR + b2ypr + b3ypr + 2 + c0 + c1k n + c2kn Implementarea schemei bloc din figura 8.93 se poate face simplu în sistemul de operare software al regulatoarelor de comandă a turbinelor. În acest mod rezultă următoarele aspecte suplimentare pentru sistemul de conducere al hidroagregatelor. a) Regimuri de funcţionare în modul automat: - Operaţii de pornire automate; - Operaţii de funcţionare în regim normal; - Operaţii de optimizare a regimurilor după efectuarea testelor de funcţionare; - Funcţionarea în regim de torent (debit crescut); - Controlul deversării şi a debitului la turaţie nominală sau supraturaţie predefinită; - Regimuri tranzitorii la oprire parţială cu supraturare predefinită; - Oprire în condiţii standard. b) Asigurarea funcţionării sigure a hidroagregatului Utilizarea buclelor de reglare a debitului turbionat asigură o creştere a siguranţei la defecte a hidroagregatului prin următoarele acţiuni: - Supervizarea internă a semnalelor de intrare pentru calculul căderii brute statice în regulatoarele de control al turbinelor permiţând corectarea valorilor perturbate primite de la traductoarele de presiune şi debit; - Evitarea perturbării semnalelor de comandă a servomotoarelor clapetelor statorului şi a poziţiei unghiulare a rotorului, perturbaţii ce pot conduce la oprirea de urgenţă a grupului. Similar se asigură eliminarea perturbaţiilor ce pot apare la traductoarele de turaţie ale turbinei şi vitezei apei în debitul turbionat; - Toate sistemele de reglare pot utiliza calculul debitului turbionat pentru procesarea mărimilor prescrise primite de la sistemul de monitorizare a debitelor şi stabilirea limitărilor ce se impun la rata de variaţie a sarcinii hidraulice sau electrice; - Dezvoltarea unor algoritmi evoluaţi în programul de oprire de urgenţă a grupului bazat pe un semnal suplimentar de descărcare a acestuia care asigură reducerea lentă a valorii de descărcare până la oprirea completă. c) Efectuarea unor teste de verificare a instalaţiei şi a echipamentelor de automatizare cum ar fi: - Calibrarea traductoarelor şi verificarea coeficienţilor pentru calculele pierderilor de presiune, calculul căderii nete şi a debitului turbionat; - Verificări ale descărcărilor de sarcină calculate; - Verificarea liniarităţii caracteristicilor traductoarelor de presiune diferenţială; - Determinarea valorilor absolute pentru calculul eficienţei hidroagregatului pe baza măsurătorilor de putere activă şi compararea acestora cu eficienţa precalculată a grupului. 8.8.3. Structura sistemelor de reglare a turbinelor Funcţiunile sistemului de reglare a turbinei sunt: - Poziţionarea paletelor statorului şi a înclinării paletelor rotorului la valorile rezultate din algoritmul de reglare impus; - Fixarea limitatoarelor poziţiei clapetelor la valorile prestabilite; - Reglarea turaţiei turbinei cu comutatoare secvenţiale şi funcţii nete izolate; - Reglarea puterii grupului şi reglarea debitului turbionat; - Controlul manual al mărimilor prescrise pentru regulatoarele de poziţie.

114 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II Pentru nevoile de urgenţă se impune să se asigure pentru fiecare hidroagregat un nivel minim şi maxim al căderii nete. Se pot implementa algoritmi adaptivi de reglare a turbinelor Kaplan în corelaţie cu sistemul de monitorizare a debitelor. Sistemul de reglare a turbinelor trebuie să fie în concordanţă cu specificaţiile şi recomandării standardelor prevăzute de IEC Publication 308-International Cod for testing of speed governing systems for hydraulic turbine. Schema conceptuală a sistemului de reglare a turbinelor este prezentată în figura 8.95. Nivel ierarhic Sheme bloc şi legături de comandă 9.Reglare adaptivă P G U G Calcul valori optime Y PS Y PR Q S 7.1.MPQ 7.3.CPI 7.Reglare Debit Turbine Y PS Y PR H 7.2.BCQ 6.Reglare Putere Grup P S 6.1.MPP P 6.2.BCP 6.3.CPI 5.Control Pornire Grup 5.1.OSP 4.1.SSP 5.2. f ZI 4.Regulator Turaţie Grup n 4.2.. n ZI 4.3.CPID 4.4. MSn 4.5.SM 3.Limitare Deschidere Grup 3.1.RLP 3.2.MIN 3.2.MIN 2.Regulator Poziţie palete rotor şi stator H Y PS 2.3.LIMHS 2.8.SCT 2.4.MIN H 2.8.OHQ 2.5.MIN 2.7.SCA 2.6.LIMHR Y PR H 2.1.CPD 2.2.CPD 1.Elemente de câmp Hidraulice Manual B Comutator hidraulic Servomotor hidraulic Stator I P I P AH SM PS A A I P I P AH SM PR B Manual Comutator hidraulic Servomotor hidraulic Rotor TURBINĂ Fig.8.95. Schema sistemului de reglare a turbinelor hidraulice

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 115 Schema de reglare a turbinelor hidraulice este organizată pe opt niveluri ierarhice incluzând şi nivelul de câmp unde se află convertoarele electropneumatice, amplificatoarele hidraulice si servomotoarele hidraulice de acţionare a mecanismelor de rotire a paletelor statorului şi rotorului. Funcţiunile realizate la fiecare nivel şi subordonarea acestora rezultă simplu din figura 8.95. Semnificaţia şi funcţiunile blocurilor ce apar în această schemă sunt prezentate în tabelul 8.11. Tabelul 8.11. Semnificaţia notaţiilor din figura 8.95. Cod Semnificaţie Cod Semnificaţie Nivel 7. Control adaptiv debit turbină Nivel 3. Limitare pantă de creştere 7.1.MPQ Referinţă Debit turbină 3.1.RLP Referinţă limitare pantă comandă 7.2.BCQ Bloc de Calcul debit prin turbină 3.2.MIN Bloc de minim 7.3.CPI Regulator PI Nivel 2. Regulator poziţie palete Stator şi Rotor Nivel 6. Control adaptiv Putere grup 2.9.SCT Stop Control Turbină 6.1.MPP Referinţă Putere activă 2.8.OHQ Optimizare deschiere după H-Q 6.2.BCP Bloc Calcul Putere activă turbină 2.7.SCA Stop control adaptiv 6.3.CPI Regulator PI 2.6.LIMHR Limitare superioară deschidere palete Rotor Nivel 5. Control pornire grup 2.4.MIN Bloc de minim 5.1. OSP Referinţă pantă de creştere 2.3.LIMHS Limitare superioară deschidere palete Stator 5.2. f ZI Zonă de insensibilitate - frecvenţă 2.2.CPD Regulator PD Nivel 4. Regulator Turaţie 2.1.CPD Regulator PD 4.1.MPn Referinţă turaţie grup Nivel 1. Echipamente de câmp 4.2. n ZI Zonă de insensibilitate - turaţie I/P Convertor electro-pneumatic 4.3.CPID Regulator PID AH+SM Servomotor hidraulic cu piston 4.4.MSn Modul limitare Turaţie PS Palete stator 4.5.SM Modul selectare mod de lucru PR Palete rotor Schema structurală este implementată atât software cât şi hardware. S-a urmărit realizarea unei scheme flexibile de conducere a turbinei astfel încât să se poată realiza simplu toate regimurile de lucru cerute în exploatarea grupurilor hidroenergetice, cât şi condiţionările care se impun de către exploatarea amenajării hidroenergetică şi de limitările grupului. Structura de bază a regulatorului turbinei este reprezentată de buclele de reglare a poziţiei paletelor statorului şi rotorului, plasate la nivelurile 1 şi 2 de automatizare, în care regulatoarele de tip PD 2.1 şi 2.2 primesc reacţii atât de la traductoarele de poziţie a paletelor (reacţia principală) cât şi de la traductoarele de deplasare ale servomotoarelor hidraulice (reacţie internă). Mărimile prescrise (referinţe) ale acestor bucle de reglare sunt calculate de modulele software de la nivelurile superioare. Pentru evitarea supradeschiderii paletelor în anumite regimuri de funcţionare, se limitează valoarea maximă a deschiderii paletelor la valori impuse de blocurile 2.3 şi respectiv 2.6, iar blocurile 2.4 şi 2.5 transmit la regulatoare cea mai mică valoare primită de la elementele de prescriere sau de la nivelurile superioare. La regulatorul de reglare a poziţiei paletelor statorului se impune permanent o anumită deschidere iniţială Y PS iar semnalul primit de la nivelurile superioare (de la blocul 2.9) se

116 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II adaugă la acesta. Blocul 2.9 permite blocarea controlul turbinei de la nivelele superioare, referinţa regulatorului putând fi stabilită de operator de la panoul de comandă locală prin Y PS. La regulatorul poziţiei paletelor rotorului, valoarea prescrisă a debitului turbionat primită de la nivelurile superioare este prelucrată de modulul de optimizare 2.8 ce determină poziţia optimă a unghiului de înclinare a paletelor rotorului (pasul elicei formate de palete) funcţie de debitul cerut Q şi nivelul H al apei în lacul de acumulare (conform diagramelor specificate mai sus în planul H-Q). Şi la această buclă de reglare, modulul 2.7 SCA permite blocarea transmiterii referinţei de la modulele superioare, iar controlul poziţiei paletelor rotorului se preia pe manual de la operator, de la tabloul local, prin fixarea referinţei Y PR la blocul 2.5.MIN. La nivelul 3 de automatizare se asigură limitarea pantei de creştere sau descreştere a semnalelor de comandă, impusă de modulul 3.1.OPL şi asigurată de modulul 3.2.MIN, pentru evitarea loviturilor de berbec sau suprapresiune precum şi funcţionarea în regim de cavitaţie, regimuri ce pot fi atinse la închiderea sau deschiderea bruscă a paletelor rotorului sau statorului. Nivelul 4 de automatizare permite alegerea modului de lucru al regulatorului turbinei prin Modulul 4.5.SM, regimuri ce pot fi: - Reglare de turaţie, în care se impune mărimea prescrisă a turaţiei turbinei şi panta de variaţie a acesteia prin blocul 4.1.MPn, referinţă ce se compară cu turaţia reală primită de la traductorul de turaţie al turbinei, prelucrată în blocul cu zonă de insensibilitate 4.2. n ZI. Valoarea zonei de insensibilitate este aleasă în funcţie de abaterile admise ale frecvenţei generatorului faţă de valoarea nominală şi acest lucru este necesar pentru evitarea oscilaţiilor în bucla de reglare la variaţii mici şi permanente a turaţiei; - Reglarea turbinei în regim de pornire, asigurat de nivelul 5 de automatizare, pentru asigurarea gradientului de creştere al turaţiei grupului, impus de regimul de ungere al sistemului de susţinere al ansamblului rotor Turbină-Generator, a supraturărilor la apropierea de turaţia de sincronism şi asigurarea operaţiilor de sincronizare şi sinfazare pentru cuplarea generatorului la reţeaua de distribuţie a energiei electrice; - Reglarea puterii active şi reactive a grupului hidroenergetic, asigurat de Nivelul 5 de automatizare, prin blocurile 6.1.MPP Fixare mărime prescrisă pentru regulatorul de putere 6.3.CPI şi blocul de reacţie 6.2.BCP ce determină puterea dezvoltată de turbină pe baza măsurătorilor primite de la generator; - Reglarea debitului turbionat asigurat de Nivelul 7 de automatizare, ce determină valoarea optimă a mărimii prescrise pentru regulatoarele paletelor funcţie de valoarea impusă a debitului prin blocul de referinţă 7.1.MPQ şi caracteristicile de curgere ale amenajării funţie de căderea netă H şi deschiderile reale ale paletelor Statorului Y PS şi Rotorului Y PR. Nivelul 8 de automatizare prelucrează valorile primite de la sistemul de monitorizare şi optimizare central privind puterea ce trebuie produsă şi tensiunea generatorului şi le transpune în valori prescrise pentru deschiderile paletelor rotorului şi statorului, pe baza diagramelor de optimizare a a exploatării agregatului hidroenergetic. Prin această structură se asigură toate regimurile de funcţionare cerute de practica exploatării grupurilor hidroenergetice dotate cu turbine de tip Kaplan şi funcţie de încadrarea acestor grupuri în Sistemul energetic naţional. Structura permite atât comanda turbinelor de la tabloul şi pupitrele de comandă locală, aflate în sala maşinilor, cât şi de la pupitrul central din sala de comandă a centralei hidroelectrice prin intermediul staţiilor operatorilor. Implementarea hardware trebuie să fie realizată într-o structură distribuită şi ierarhizată, cu regulatoare specializat sau PLC, Staţii de monitorizare şi optimizare şi servere de achiziţie, prelucrare şi stocare a datelor. Structura trebuie să asigure fiabilitate la defectare maximă, condiţie realizată prin dublarea echipamentelor şi a funcţiunilor acestora.

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 117 În figura 8.96 este prezentată schema de implementare hardware utilizând echipamente numerice. Mag. Ethernet Industrial NIVEL PROCES NIVEL CONTROL Panou control PLC Regulator Turbină 1 Senzori 4-20 ma Server 1 Server 2 Mag. ProfiBus 1 Sincronizare Intrări/Ieşiri Sincronizare Mag. ProfiBus 2 RS 485 Terminal Intrări/Ieşiri Senzori 4-20 ma PLC RS 232 Panou control Regulator Turbină 2 Fig. 8.96. Sistem de conducere Regulator Turbină Structura cuprinde doua servere de date ce lucrează în paralele, sincronizate între ele unul în funcţionare normală şi cel de-al doilea în rezervă ce primeşte şi prelucrează datele similar cu primul dar nu le transmite la turbină. Aceste servere pot fi de tipul Simatic S7-400. Similar, cele două regulatoare ale turbinei lucrează unul în funcţiune şi celălalt în rezervă caldă. La punctul central de comandă se află sistemul de monitorizare a cursului apei şi în acest punct este implementat sistemul de reglare a nivelului apei în lac, a cărui structură este prezentată în figura 8.97. El poate fi considerat ca Nivelul 8 de automatizare în schema bloc a regulatorului turbinei. Blocul 8.1., Bloc de calcul al referinţei nivelului apei în lac, determină valoarea prescrisă a nivelului apei în funcţie de limitele superioare şi inferioare admise şi în funcţie de variaţia admisă a nivelului, impusă de cerinţele de monitorizare şi regularizare a cursului apei determinată de blocul 8.2.- Blocul de calcul al gradientului de creştere a nivelului apei în lac. Regulatorul 8.3.CPI compară această valoare determinată de blocul 8.1 cu valoarea măsurată de la traductoarele de nivel montate pe lac. Valoarea Y de la ieşirea blocului regulator PI se aplică blocului 8.4. BCDT. Acesta determină valoarea debitului ce trebuie stabilit ca referinţă la regulatoarele turbinelor în funcţiune, Blocurile 6.1.din figura 8.95. Nivel maxim admis în lac 8.1. BCNL H 8.3.CPI Y Nivel minim admis în lac H lac admis 8.2. BLGNL H lac măsurat 8.4.BCDT Debit calculat Fig. 8.97. Controlul nivelului apei în lac

118 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II 8.8.4. Arhitectura sistemelor de control adaptiv al turbinelor hidraulice Conducerea grupurilor hidroenergetice poate fi realizată astfel încât să se asigure o eficienţă impusă (uzual maximă) a transformării energiei hidraulice în energie electrică pe baza condiţiilor restrictive impuse pentru nivelul apei în lac, energia activă şi reactivă cerută de la centrală şi parametrii turbinei. Acest lucru poate fi asigurat de modulul de control adaptiv implementat pe sistemele din camera centrală de comandă. Schema de interconectare a acestui modul cu sistemul de reglare al turbinelor este prezentat în figura 8.98. Modulul de iniţiere şi rulare A.2 primeşte reacţii de la traductoarele de poziţie a paletelor statorului la diverse momente de eşantionare şi transmite Modulului A.1 Conducere adaptivă, semnalul de start. Modulul A.1. calculează valorile optime ale mărimilor prescrise Y PS şi Y PR pentru regulatoarele de poziţie a paletelor statorului şi respectiv rotorului pe baza caracteristicilor de curgere prezentate în figura 8.94, a valorii nivelului apei în lac H şi a parametrilor turbinei furnizaţi de blocul de calcul A.5. Control ADAPTIV Operator Sistem conducere Turbină - Reglare Nivel lac - Reglare Debit turbină - Reglare Deschidere flux - Reglare Turaţie 3.Limitare Deschidere Grup 3.3.Blocare Y PS Y PR Y PS,n+1 Y PS,n-1 MVAr Nivel Lac H m Putere grupuri MW A.5.Parametrii Turbină A.2.Modul Iniţiere Rulare A.3.MΣ A.4. IU A.1. Modul Conducere ADAPTIVĂ Y PS Y PR 3.2.MIN 2.9.SCT 3.2.MIN 2.8.OHQ 2.7.SCA 3.1.RLP H 2.Regulator Poziţe palete rotor şi stator Legendă 2.1. Regulator clapete stator 2.1. Regulator clapete rotor 2.3. Limitare stator turbină 2.6. Limitare rotor turbină 2.8. Optimizare în plan H-Q 3.3. Blocare limitare deschidere palete A.1. Modul de Conducere adaptivă a turbinei A.2. Modul de iniţiere/rulare program adaptiv A.3. Modul sumator al puterilor grupurilor A.4. Interfaţă utilizator A.5. Bază de date cu parametrii turbinei H TPa I 2.3.LIMHS Manual B Comutator hidraulic Servomotor hidraulic U Stator Generator 2.4.MIN 2.1.CPD I P I P AH SM PS A A TURBINĂ 2.5.MIN 2.2.CPD I P I P AH SM PR B Rotor 2.6.LIMHR H Manual 1.Elemente de câmp Hidraulice Debit apă Fig.8.98. Arhitectura sistemului de control adaptiv a turbinelor hidraulice

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 119 Modulul de control adaptiv permite determinarea automată experimentală a curbelor izoeficienţă (figura 8.94), pe baza unor teste program comandând deschiderea paletelor prin Y PS şi Y PR şi determinând randamentul ca raportul dintre puterea electrică şi puterea hidraulică. Operaţiile ce se execută pe parcursul acestor teste de identificare sunt următoarele: - În memoria calculatorului se introduc datele corespunzătoare variaţiei debitului prin turbină în planul Y PS şi Y PR funcţie de nivelul apei în lacul de acumulare curbele 1, 2, 3; - Se comandă trecerea sistemului de reglare al turbinei pe controlul adaptiv ( blocarea semnalelor de la nivelurile superioare prin blocurile 2.9 şi 2.8); - Se iniţiază programul software din Modulul A.2. pentru efectuarea testelor de eficienţă; - Se dau comenzi Y PR şi Y PS conform programului de test şi se determină 7 puncte de măsurare pe curbele de interferenţă ( curba 4 din figura 8.99.). - Aceste comenzi simultane asupra paletelor asigură evaluarea automată a caracteristicilor urmărind obţinerea unui maxim al puterii active şi un minim al fluctuaţiei puterii în jurul unui punct impus. Puterea activă a grupului este măsurată de traductorul TP a şi este corelată cu puterea celorlalte grupuri însumate în Modulul A.3.2.; - Determinarea punctului curbei sau suprafeţei optime de funcţionare a turbinei în planul Y PS Y PR respectând restricţiile impuse centralei, privind nivelul apei în lacul de acumulare, debitul turbionat şi/sau puterea activă debitată în sistem; - Se calculează valorile optime ale mărimilor prescrise ale regulatoarelor de poziţionare a paletelor statorului ( Y PS ) şi rotorului (Y PR ) ce se transmit regulatorului turbinei ( mărimile prescrise ale regulatorului turbinei ce sunt-mărimile prescrise ale regulatoarelor 2.1.CPD şi 2.2.CPD din figura 8.98.)

120 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II 8.8.5 Structura operaţiilor din camerele de comandă 8.8.5.1. Regimuri de comandă operaţională În general pentru centralele de mare putere sistemul de conducere distribuit permite operatorilor din camera de comandă să execute o serie de manevre pentru diverse regimuri de lucru ale grupurilor hidroenergetice. Acestea pot fi comandate utilizând comutatoarele selectoare ale modului de operare. Cele mai uzuale regimuri controlate de la acest nivel sunt: a) Comanda de la distanţă a echipamentelor. Acest regim permite comanda de la distanţă a puterii centralei MW/MVAR, ce se transmite ca mărime prescrisă regulatorului de putere al centralei (vezi schema bloc din figura 8.89), direct de la dispecerul teritorial sau naţional al sistemului energetic naţional. Aceste comenzi se realizează prin Punctul Central de comandă al centralei, dispecerii centralei având posibilitatea să intervină în caz de urgenţă şi să preia controlul local. b) Comanda din punctul central de comandă. Dispecerul centralei poate transmite comenzile de control al puterilor MW/MVAR din Punctul Central de comandă, puteri ce se distribuie ca mărimi prescrise la regulatoarele de putere ale fiecărui grup în funcţiune (blocul 6.1.Mpa Figura 8.95). Operatorul poate realiza operaţii de pornire, oprire şi ajustare a puterii fiecărui grup, de asemenea poate comanda debitul şi turaţia fiecărui hidroagregat selectând modul de operare Manevră control central. Acest regim poate fi ales pentru unul sau mai multe grupuri simultan. Schema de conducere distribuită a grupului hidroenergetic este prezentată în figura 8.100. Mag. Ethernet Industrial NIVEL PROCES NIVEL CONTROL 220Vcc Server 1 Server 2 220Vcc Sincronizare Mag. ProfiBus Terminal 24Vcc 4-20 ma Sistem A Senzori şi Elemente de execuţie pentru Reglare automată 24Vcc 4-20 ma Sistem B Senzori şi Elemente de execuţie pentru Reglare automată Senzori 4-20 ma Contacte/Indicatoare Senzori temperatură Pt 100 Fig. 8.100. Sistem de conducere distribuită al Grupului Hidro c) Comanda locală a hidroagregatelor. Acest mod de lucru permite operatorilor din cele două posturi de supervizare din sala maşinilor să transmită comenzi regulatoarelor hidroagregatelor prin selectarea modului de lucru; Control automat local sau Manevră Post

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 121 supervizare 1 sau 2. Această selecţie poate fi realizată din postul de supervizare şi nu poate fi schimbată din camera de comandă pentru prevenirea unor comenzi suprapuse care să conducă la avarie. În unele centrale se implementează acelaşi nivel ierarhic pentru Camera de comandă şi Posturile de supervizare. Schema tabloului de comandă a grupului hidroenergetic este prezentată în figura 8.101. Mag. Ethernet Industrial Panou Operator Mag. ProfiBus LD PS PR n I ex Server 1 Server 2 P Q I Gen U Gen Legendă panou: LD- limitare deschidere % PS- Palete stator (vană) % PR- palete rotor (unghi) % n- Turaţie turbină % I ex - Curent excitaţie, A P- Putere activă, MW Q- reactivă, MVAr I ex - Curent generator, ka U ex - Tensiune generator, kv Mag. ProfiBus f- Frecvenţă, Hz Sinc- Sincronizare Ten- Tensiuni Chei de alegere a modului de lucru (ML) CC- Camera de comandă, Loc- Comandă locală, Rev- Revizie, A- Automat, M- Manual, T- Test. Terminal f Sinc Ten CC A Rev Loc T M ML Panou Indicator Fig. 8.101. Tablou de comandă Grup Hidroenergetic d) Comanda de la pupitrul de comandă. Acest regim de lucru permite operatorilor să efectueze manevre asupra unui grup energetic direct de la pupitrul de comandă al grupului, pupitru ce include un panou operaţional, un mic panou clasic de comandă şi două regulatoare programabile. Selectarea unuia sau altuia din cele două sisteme este realizată prin cheile de selecţie montate pe pupitru. În orice moment de timp există un sistem de conducere pentru informare şi control. Sistemul redundant (Backup) poate fi oprit şi apoi să continue cu sistemul ce trebuie rulat. Fiecare din cele două sisteme poate fi operaţional în modul secvenţial automat. Sistemul de conducere al grupului cuprinde: *Sistemul de reglare numeric al grupului. Acesta asigură funcţionarea complet automatizată a grupului hidroenergetic. Activităţile de reglare se transmit de la staţia de operare la sala maşinilor sau de la camera de control *Panoul (tabloul) operaţional. Se află pe pupitrul de comandă al grupului şi el asigură operatorului următoarele manevre: - Posibilităţi de pornire-oprire automată a grupului, prin comenzi secvenţiale automate pas cu pas, panoul operaţional se află conectat la ambele PLS ale grupului; - Afişarea alarmelor principale sau informaţii de stare; - Operatorul poate ajusta mărimile prescrise ale parametrilor reglaţi; - Ajustarea mărimilor prescrise se face prin comenzi +/- transmise prin pushbutoane după selectarea buclei de reglare corespunzătoare (turaţie, putere, debit, deschidere)