Новый ротор ветровой турбины. Лучшее изобретение в ветроэнергетике Название компании - Izosimov Windrotor
translation into English
Главная
Справочник ветра
Контакт
ЧаВо
Краткая статья 1 часть
Полная статья 1 часть
Полная статья 2 часть

Страница
обновлена
21.09.2009






Будущее мировой ветровой энергетики.


Увеличение эффективности ветровой турбины обычно подразумевает сокращение затрат на производство, эксплуатацию, доставку и установку либо всей турбины, либо её составных частей за счёт применения новых технологий, оборудования или оптимизации организационных мероприятий. Кроме того, на эффективность влияет срок службы турбины, количество заказов на изготовление и размещение турбин
(при массовом поточном производстве и доставке стоимость каждой снижается).

Одним из направлений повышения эффективности является увеличение размеров
и, как следствие, мощности каждой турбины (последнее не относится к автономным турбинам малой и средней мощности, где понятие эффективности преследует другую цель, а именно минимизации затрат при достижении достаточной и более равномерной мощности).

Казалось бы, почему бы ни увеличить размеры турбин ещё больше? Оказалось,
что на современном этапе развития ветровой энергетики темпы роста стоимости ветровых турбин при дальнейшем увеличении их размеров начинают превышать темпы роста их мощности, а значит, эффективность начинает снижаться, стоимость каждого киловатта при этом растёт.

Эффективность ротора ветровой турбины.

Основным назначением ротора турбины является преобразование ветровой энергии
в механическое вращение вала электрогенератора. Как любой преобразователь,
ротор имеет свой коэффициент полезного действия. В аэродинамике его более точно называют коэффициентом использования энергии ветра и обозначают Cp.
Этот коэффициент имеет свой теоретический предел. Для ротора с идеальными характеристиками Срi = 4е х (1-е) / (1+е). Срi достигает максимума, равного
0,686 (или 68,6 %) при е = 0,414. Аэродинамический параметр «е» равен отношению изменения скорости ветра в плоскости ротора к скорости ветра перед ротором
и называется коэффициентом торможения потока воздуха в плоскости ротора.
Он зависит от скорости движения лопастей, их ширины и их количества. Реальный коэффициент Ср всегда меньше идеального и зависит также от качества аэродинамического профиля лопасти, выраженного аэродинамическими коэффициентами Сy, Cx и k = Сy / Cx. Это качество определяет, прежде всего, основную составляющую потерь ротора, а именно потери от трения воздуха
о лопасть, которые, в свою очередь, возрастают с увеличением скорости
набегающего на лопасть воздушного потока.

На практике средний Ср находится в пределах 0,35 – 0,45. Дело в том, что этот коэффициент не постоянен, зависит от скорости ветра, скорости вращения ротора
и меняется по длине лопасти. Например, в узкой наружной части лопасти скорость
её перемещения настолько велика, что потери трения становятся сопоставимыми
с полезной мощностью, что заставляет снижать скорость вращения, уменьшая при этом параметр «е» (а значит и Ср). Увеличить в этой части лопасти параметр «е»,
не увеличивая скорость вращения, можно либо увеличив ширину лопасти, либо увеличив число лопастей. При этом, широкий край лопасти увеличивает так называемые концевые потери. В более широкой части лопасти, расположенной ближе к центру ротора, скорость набегающего потока небольшая, но зато большая относительная толщина лопасти, необходимая для механической прочности, что значительно ухудшает аэродинамические параметры этого участка. Средняя часть лопасти имеет промежуточные значения скорости воздушного потока и толщины лопасти, что также снижает Ср. Для уменьшения относительной толщины лопасти
при сохранении необходимой прочности применяются специальные дорогие материалы, однако мощные нагрузки на лопасти больших роторов не позволяют добиться хороших результатов.

О выборе номинальной мощности генератора.

Скорость ветра выхода генератора на номинальную мощность обычно составляет
11 - 13 м/с. Выбор этого ограничения связан с тем, что при соответствующей этим скоростям номинальной мощности нагрузка на лопасти, башню, другие узлы конструкции достигает расчётных максимальных значений. При дальнейшем увеличении скорости ветра, системы автоматики турбины за счёт изменения углов поворотов лопастей и скорости вращения ротора поддерживают номинальную мощность на выходе турбины. При максимальной скорости ветра, обычно 22 - 27 м/с, генератор выключается, ротор останавливается, лопасти устанавливаются параллельно ветру, и турбина ожидает уменьшения скорости ветра.

Возникает вопрос. Может ли изменение номинального значения этих скоростей повлиять на величину годового сбора энергии, и чего это будет стоить? Для ответа на этот вопрос необходимо знать усреднённое вероятностное распределение скоростей ветра для разных ветровых районов и учесть энергетический вклад каждой из этих скоростей. Примером такого подсчёта может быть http://www.nrel.gov/wind/docs/weibull_betz5_lswt_baseline.xls

Учитывая, что мощность ветра имеет третьестепенную зависимость от его скорости, можно предположить, что при увеличении номинальной мощности турбины годовой сбор энергии возрастёт, так как вероятность появления скоростей выше номинальной ещё достаточно высокая, а мощность уже ограничена. Проверим это предположение расчётами для ветровой турбины с параметрами: Диаметр ротора – 120 м; Высота узла – 120 м; Мощность – 4,5 МВт; Скорости ветра: начальная, номинальная, максимальная – 4, 12, 25 м/с соответственно; Ср – 0,4. Увеличим (не меняя размеров турбины) номинальную мощность до 15 МВт, скорости ветра – до 5, 18, 35 соответственно
и проведём аналогичный расчёт. Сравнительный анализ проведём для 4 основных ветровых классов 4, 5, 6 и 7 (для местностей со среднегодовыми скоростями
5,8; 6,2; 6,7 и 8,2 м/с) и параметрами Weibull K – 1,5; 2 и 2,5 (чем меньше К, тем шире вероятностный разброс скоростей ветра и чем больше К, тем более вероятна среднегодовая скорость и мал разброс скоростей. Обычно в общих расчётах принимают К = 2).

Результаты расчётов представлены в Табл. 1

 Tабл. 1 Сбор ветровой энергии за год, ГВт ч / год
K = 1,5, для классов K = 2,0, для классовK = 2,5, для классов
4567 45674567
Pном = 4,5 МВт 13,3814,3815,4217,38 13,9215,4517,1620,77 14,0415,9118,0723,00
Pном = 15 МВт 23,0426,3930,4641,16 18,8322,6127,5342,14 16,0419,8224,9941,72
Выигрыш, раз 1,7221,8361,9752,368 1,3521,4641,6042,029 1,1431,2461,3831,814

Из таблицы видно, что реальный выигрыш действительно существует и составляет
в среднем 1,5 раза и тем выше, чем выше ветровой класс района и меньше параметр Weibull K. Однако, не всё так просто.

Увеличение номинальной мощности ветровой турбины с 4,5 МВт до 15 МВт не пройдёт без последствий, существенно возрастёт нагрузка на лопасти. Даже если изготовить лопасти из самых прочных и дорогих материалов, придётся либо делать их очень широкими (а также толстыми, тяжёлыми и дорогими), уменьшив скорость вращения, либо увеличивать их относительную толщину, тем самым, ухудшая аэродинамическое качество и уменьшая Ср. И то и другое значительно уменьшит или сведёт к нулю общий выигрыш.

Новая конструкция ветровых турбин.

Единственным способом в вертикальной турбине с горизонтальной осью повысить ветровую нагрузку на лопасти, не вызывая их разрушения и не ухудшая
их аэродинамического качества, является увеличение количества лопастей
и скрепление их концов кольцом в виде аэродинамического профиля. В такой конструкции приложенная к лопастям ветровая нагрузка оказывает на лопасти
не изгибающее воздействие, а вытягивающее (особенно, если обеспечить небольшую конусность ротора и его наклон), поскольку наружное кольцо не даст лопастям согнуться, аналогично спицам в ободе колеса велосипеда. Кроме того, фиксация концов лопастей стабилизирует положение лопастей, практически, исключая вероятность флаттера. Поскольку угол поворота лопасти необходимо менять, соединение конца лопасти с кольцом должно быть подвижным и иметь подшипник. Самым нагруженным звеном такой конструкции будут уже не лопасти, а наружное кольцо.

Количество лопастей выбирается из соображений достаточности при ещё равномерной загрузке кольца. Оптимальным представляется количество лопастей, равное 8 – 9. Учитывая уменьшение изгибающей нагрузки на лопасть, каждую из них можно сделать менее широкой, менее толстой, менее тяжёлой и, как следствие, менее дорогой. Появляется также возможность повысить номинальную мощность ротора, увеличив номинальную скорость ветра, и существенно увеличить его размеры при сохранении прочности конструкции.

Аэродинамическое качество конструкции.

При увеличении количества лопастей с 2 – 3 до 8 – 9 скорость перемещения лопасти, соответствующая оптимальному числу «е», уменьшится, что приведёт к уменьшению потерь трения и, как следствие, увеличению Ср. Кроме того, благодаря наличию наружного кольца практически исчезнут так называемые концевые потери, что позволит не ограничивать ширину конца лопасти и выбирать её с точки зрения оптимальности числа «е». Уменьшение изгибающей лопасть силы (даже при увеличении мощности) позволит уменьшить относительную толщину лопасти до значений, соответствующих высокому аэродинамическому качеству, что также повысит Ср. Дополнительного повышения аэродинамического качества можно добиться, применяя так называемые ламинaризированные аэродинамические профили, использование которых в традиционной ветровой турбине ограничено большой относительной толщиной и повышением вероятности флаттера из-за смещения центра жёсткости в таких профилях.

Результаты вычислений подтверждают приведенные выше рассуждения о повышении аэродинамического качества. Так, например, получен средний Ср = 56,9 %,
а при использовании ламинаризированных профилей и более тщательной оптимизации размеров лопасти Ср превысит 60 %. Наружное кольцо аэродинамического качества не ухудшит, а сила давления ветра на ротор из-за кольца увеличится совсем незначительно даже при очень сильном ветре. Так как энергия потерь ротора тратится в основном на шум, а в новой конструкции потери значительно сокращаются, то и уровень шума турбины сильно уменьшится.

Общий выигрыш в годовом сборе ветровой энергии.

Сравнительный анализ также проведём для 4 основных ветровых классов 4, 5, 6 и 7 (для местностей со среднегодовыми скоростями 5,8; 6,2; 6,7 и 8,2 м/с) и параметрами Weibull K – 1,5; 2 и 2,5.

 Tабл. 2 Сбор ветровой энергии за год, ГВт ч / год
K = 1,5, для классов K = 2,0, для классовK = 2,5, для классов
4567 45674567
3 лопасти, 4,5 МВт 13,3814,3815,4217,38 13,9215,4517,1620,77 14,0415,9118,0723,00
8 лопастей, 20 МВт 33,3738,0043,5958,07 28,0133,3840,2660,25 24,2629,7937,2160,45
Выигрыш, раз 2,4942,6442,8263,340 2,0122,1602,3462,900 1,7281,8722,0602,628

Результаты расчётов показывают, что годовой сбор при применении ветровой турбины нового типа больше, чем у традиционной турбины в 2 – 3 раза, в зависимости от ветрового класса и коэффициента Weibull K местности установки турбины. Иными словами, одна новая турбина по суммарной энергии заменяет 2 – 3 традиционные турбины того же размера, а это уже существенный выигрыш и он тем выше, чем выше ветровой класс и меньше параметр Weibull K местности установки турбины.

Детальную оценку затрат провести в общем виде вряд ли возможно. Она обычно производится каждым производителем ветровых турбин индивидуально, исходя
из их собственных условий и возможностей. Однако, в первом приближении можно предположить, что увеличение затрат составит не более 20 – 50 % по сравнению
с традиционными турбинами того же размера.

Таким образом, подводя итог оценки эффективности, можно сделать вывод, что применение турбин нового типа повысит общую эффективность (а значит, уменьшит стоимость ветровой энергии) примерно в 1,5 – 2,5 раза. Кроме того, появляется дополнительный резерв в увеличении размеров ветровых турбин вплоть до диаметров ротора 250 – 300 метров при увеличении номинальной мощности каждой турбины
до 100 – 200 Мвт. Увеличение размеров турбин повысит их эффективность ещё,
как минимум в 1,5 - 2 раза, что в результате позволит снизить стоимость ветровой энергии в 3 – 5 раз.

Такой существенный ожидаемый рост эффективности при использовании ветровых турбин нового типа позволяет считать, что будущее большой ветровой энергетики будет основано на применении таких турбин.

P.S. Ответы на большинство вопросов и сомнений, возникших при чтении сокращённой версии статьи, вы найдёте в полной версии и в расчётах, прилагаемых к ней. Также читайте страницу F.A.Q.

Автор статьи: Изосимов Евгений, Украина, Белая Церковь