Аэродинамические особенности

АЭРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
БЕЗМУЛЬТИПЛИКАТОРНОЙ ТУРБОГЕНЕРАТОРНОЙ
СХЕМЫ ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ
БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ
Н.С. Голубенко
С увеличением мощности ветроэлектрических установок и
соответственно
c
увеличением диаметра ветроколеса
уменьшаются
обороты
ветроколеса,
что
обусловлено
ограничением линейной скорости конца лопастей, которая для
установок малой мощности (до 10 кВт) не превышает 135 м/с, а
для ветроустановок средней и большой мощности находится на
уровне 60  90 м/с. Для ветроустановок мощностью от 750 до
1000 кВт, диаметр ветроколеса которых находится в пределах
от 50 до 60 м, обороты ветроколеса не должны быть более 34
об/мин.
Для обеспечения оборотов ветроколеса от 28 до 34 об/мин
при
использовании
серийных
генераторов
необходим
мультипликатор с передаточным отношением от 35 до 55. Для
ВЭУ мощностью от 800 до 1000 кВт вес генератора и
мультипликатора составляет от 16 до 20т.
Учитывая то, что асинхронные и синхронные тихоходные
генераторы имеют очень большой вес и габариты, в
классической схеме ВЭУ средней и большой мощности на
практике применяются двухрежимные генераторы с оборотами
от 1000 до 1500 об/мин в сочетании с мультипликаторами.
Долговечность и ресурс таких машин составляет от 15 до 20
лет. Дополнительные трудности возникают при работе таких
ВЭУ при минусовых температурах (до минус 60°C) - необходимо
специальное масло и его предварительный подогрев.
Революционный шаг в совершенствовании ВЭУ сделала
фирма “Enerсon”, которая создала ВЭУ мощностью 600, 1800,
4500 кВт с тихоходными синхронными генераторами с
оборотами ротора 38, 22, 12 соответственно, применив для
оптимальной работы с переменными оборотами ветроколеса
преобразователь частоты. Вес и стоимость таких генераторов в
сочетании с преобразователем частоты значительно выше, чем
у классической схемы ВЭУ. Обеспечение приемлемого веса
тихоходного генератора достигается за счет диаметра
генератора: для ВЭУ мощностью 600 кВт диаметр генератора
составляет 5 м, а для ВЭУ мощностью 4500 кВт – 12м.
В связи с этим поиск новой безмультипликаторной схемы
является актуальной задачей. Один из вариантов решения этой
проблемы является безмультипликаторная турбогенераторная
схема ВЭУ, новизна которой защищена патентом Украины
№ 49970 по заявке 2000031794 от 30.03 2003г.
Суть этой схемы заключается в расположении генераторов
на лопастях ВЭУ на расстоянии от 0,4 до 0,8 их длины от оси
вращения. При этом генераторы снабжены турбинами
(ветроколесами) без мультипликатора, ось вращения которых
расположена в плоскости вращения основного ветроколеса или
с некоторым углом на встречу набегающему потоку.
Так как линейная скорость вращения турбогенераторов в 3
 4 раза выше скорости ветрового потока на момент
достижения номинальной скорости, то с учетом зависимости
3
N  f V диаметр ветроколеса турбогенераторов в 10  15 раз
 
меньше диаметра основного ветроколеса. Для ВЭУ мощностью
750 кВт диаметр ветроколес турбогенераторов составляет всего
4,4 м при расположении турбогенераторов на Д ТГ =0,485 Д ВК .
Принципиально сама идея расположения генераторов со
своими ветроколесами на лопастях давно обсуждалась. Но на
первый взгляд почти всем “аэродинамикам” казалось
бесспорным, что КПД такой схемы ВЭУ будет на уровне 50% от
классической схемы: “КПД основного ветроколеса ( осн =0,48)
умножить на КПД вспомогательных ветроколес ( всп =0,48),
получим КПД ВЭУ с турбогенераторами

ВЭУ _ ТГ
=0,23, то есть в
два раза меньше, чем для ВЭУ классической схемы.” Далее
будет показано, что с учетом выбора оптимальных параметров
турбогенераторная схема по выработке электроэнергии может
иметь даже более высокие показатели, чем классическая
схема.
На
рис
1
показана
принципиальная
схема
безмультипликаторной турбогенераторной установки.
На лопастях 1 на диаметре Д ТГ установлены генераторы 2,
на валу которых установлены турбины (ветроколеса) 3. Лопасти
1 крепятся к ступице, которая соединена через подшипниковый
узел с гондолой 4. В гондоле расположен токосъемник и
гидросистема для поворота лопастей. Гондола имеет
возможность
ориентироваться
на
ветер
за
счет
электроприводов по команде системы управления.
2
Рис.1. Схема турбогенераторной установки
1. Лопасти основного ветроколеса;
2. Генераторы;
3. Турбины (ветроколеса) генераторов;
4. Гондола;
5. Опора (башня)
Момент,
создаваемый
основным
ветроколесом
М ВК
уравновешивается осевой силой Т ТГ , действующей на турбины
генераторов, т.е.
М
ВК
 Т ТГ 
Д
2
ТГ
.
(1)
Для получения необходимой мощности на турбогенераторах N ТГ ,
необходимо, чтобы мощность, создаваемая основным ветроколесом
N ВК , была больше мощности N ТГ на величину КПД
турбогенераторной схемы:
(2)
N ТГ ТГ  N ВК .
С другой стороны, момент, создаваемый ветроколесом, можно
выразить через мощность ветроколеса N ВК и угловую скорость ω
314
М
ВК

N
ВК

,
(3)
2   n
,
60

(4)
где n – обороты ветроколеса (об/мин).
Выражение (3), используя выражения (2) и (4), можно записать
М
Мощность
N
ТГ
N
ТГ
n
 ТГ  2  60
.
(5)
можно записать в виде
N
где:

ВК
ТГ
C
S   V

ТГ
nТГ
3
ТГ
2
,
(6)
C n - коэффициент мощности ветроколеса турбогенератора;
S - площадь, ометаемая ветроколесом турбогенератора.
ТГ
ТГ
Используя выражения (5) и (6), а также учитывая то, что
V
Т
ТГ
 Д  nВК ,
ТГ
60
 C t  S ТГ
ТГ
V

2
(7)
2
ТГ
,
(8)
выражение (1) можно записать в следующем виде
C S
t
ТГ
 V

2
ТГ
2
Д

ТГ
2

C t  S ТГ   V
3
ТГ
n
 ТГ  2  60  2
,
(9)
или
 C  S
ТГ
t
ТГ
 V

2
ТГ
2

2n
Д
ТГ
2  60
C  S  V

n
ТГ
2
3
ТГ
, (10)
то есть:

ТГ

Сn
C
ТГ
.
(11)
t
Таким образом, КПД турбогенераторной схемы обусловлено
аэродинамическим
качеством
ветроколес
турбогенераторов:
отношением
коэффициента
мощности
к
коэффициенту
аэродинамического сопротивления.
Основные результаты проведенных исследований энергетических
характеристик ветроколес турбогенераторов приведены на рис. 2 и
рис. 3.
4
Cn,  N = (1 - ηТГ)
0,4
4º
0,3
5º
0,2
6º
(b/2)
0,1
2,5
3
3,5
4
4,5
5
z
5,5
Рис.2.
На рис. 2 приведена зависимость коэффициента мощности C n и
относительных потерь мощности N  1  ТГ от быстроходности Z для
ветроколеса турбогенераторов с тремя лопастями с профилем NACA
63012 (относительная толщина профиля c =0,12), а также с тремя
лопастями с уменьшенной хордой до b/2 и c =0,24 и углами установки
лопастей от 4 до 6 (b/2). Угол крутки лопастей  кр =25 .
На рис. 3 приведена зависимость коэффициента мощности C n от
относительных потерь мощности N  1  ТГ от быстроходности Z для
ветроколеса турбогенераторов с четырьмя лопастями с профилем
NACA 63032 ( c =0,32) и различными углами установки от 7° до 17°.
Угол крутки лопастей  кр =28°.
Из приведенных данных видно, что потери уменьшаются с
увеличением угла установки, но при этом уменьшается и
коэффициент мощности ветроколеса и сужается рабочий диапазон Z.
Это приводит к увеличению диаметра ветроколес турбогенераторов и
увеличению начальной скорости работы основного ветроколеса.
5
0,4
Cn,  N = (1 - ηТГ)
Cn
7°
0,3
9°
0,2
11°
0,1
13
°
15
°
Z
0
2,5
3,5
4,5
5,5
6,5
Рис. 3.
Однако, учитывая необходимость снижения потерь и повышения
КПД, целесообразно для турбогенераторной схемы применять
лопасти с большой относительной толщиной профиля, которые
позволяют в рабочем диапазоне Z (от 2,5 до 5,0) иметь потери энергии
не более 15%.
Следует отметить, что на энергетические потери для
турбогенераторной схемы ВЭУ не оказывает влияние абсолютное
значение диаметра ветроколеса и абсолютное значение C n , так как
потери зависят только от относительного значения C n . Если создать
C
лопасти с
C
C
n
=1,0, то дополнительные потери
N
ТГ
t
будут равны 0.
t
До сих пор при проектировании классических ветроустановок
главная задача заключалась в создании лопастей с максимальным
значением C n . Для ветроколес турбогенераторов рабочий диапазон Z
находится в тихоходной области 2,5  Z  5,0, что обуславливает
необходимость больших углов крутки (до 30°) и больших углов
установки лопастей (до 15°). То есть, необходимо создание нового
класса лопастей для ВЭУ турбогенераторной схемы.
Турбогенераторная схема ВЭУ позволяет не только исключить
необходимость применения мультипликатора, но и позволяет
работать с переменными оборотами основного ветроколеса и
максимальным значением коэффициента мощности в основном
диапазоне
рабочих
скоростей,
что
повышает
выработку
электроэнергии от 10 до 20% без применения двухрежимных
6
генераторов (для классической схемы ВЭУ) или преобразователей
частоты (например, для безмультипликаторной схемы ВЭУ фирмы
“Enerсon”).
Дальнейшие
исследования
показали,
что
значительное
улучшение характеристик и снижение потерь дает установка оси
турбогенераторов не в плоскости вращения основного ветроколеса, а
под углом  ТГ . (см. рис. 4) к набегающему потоку. Оптимальное
значение этого угла равно:
tg  ТГ 
ном
.
ТГном
(12)
Так
для
создаваемой ВЭУ ТГ – 750
номинальная скорость ветра
V ном =11,5 м/с, при которой
достигается
номинальная
мощность
750
кВт,
а
номинальное значение скорости
ветра, при которой на турбинах
обеспечивается
мощность
750
Рис. 4.
кВт,
αТГ
?
V
V
αТГ
=46 м/с.
При этом угол  ТГ =14,5°.
В этом случае основному ветроколесу необходимо преодолевать
меньший момент от осевой силы турбогенератора T  на величину
V
ТГном
ТГ
cos ТГ =0,97. При этом КПД турбогенераторной схемы повышается на
3%.
Турбогенераторная схема ВЭУ позволяет работать в рабочем
диапазоне скоростей ветра с переменными оборотами и
максимальными значениями коэффициента мощности Cn, что видно
из данных, приведенных на рис. 5.
На рис. 5 приведена зависимость коэффициента мощности ротора
без учета потерь на генераторе и потерь на собственные нужды для
вариантов исполнения ВЭУ:
1. Классическая схема ВЭУ с однорежимным генератором;
2. Классическая схема с двухрежимным генератором;
3. Турбогенераторная схема ВЭУ со стационарными лопастями
ветроколеса турбогенераторов;
4. Турбогенераторная схема ВЭУ с поворотными лопастями
ветроколеса турбогенераторов.
7
Cn
4
0,5
4
3
0,4
3
0,3
2
0,2
1,2
1
V,м/с
0,1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Рис.5
Из приведенных зависимостей на рис. 5 видно, что
турбогенераторная
схема
имеет
более
высокое
значение
коэффициента мощности, чем ВЭУ классической схемы с одно - или
двухрежимными генераторами и позволяет эффективно работать с
высоким КПД во всем диапазоне рабочих скоростей ветра и иметь
минимальную скорость ветра.
Учитывая
вышеизложенное,
турбогенераторная
схема
ветроэлектрической
установки
позволяет
иметь
выработку
электроэнергии гораздо выше классической схемы с однорежимным
генератором и сравнимую с ВЭУ с двухрежимными генераторами.
8
Выводы
1.
Дополнительные
потери
энергетики,
обусловленные
турбогенераторной
схемой
ВЭУ,
определяются
отношением
коэффициента мощности к коэффициенту осевой силы ветроколес
турбогенераторов  ТГ  С nТТ
C
tТТ
2. Установка ветроколес турбогенераторов под оптимальным
углом к ветровому потоку, действующему на основное ветроколесо,
снижает уровень потерь на 3  4%.
3. Турбогенераторная схема ВЭУ исключает необходимость
применения мультипликатора и преобразователя частоты, позволяет
работать с переменными оборотами и максимальным коэффициентом
Cn основного ветроколеса, начиная с малых ветров 2  3,5 м/с.
4.
Дополнительные
потери
энергетики,
обусловленные
турбогенераторной схемой ВЭУ, компенсируются началом работы при
малых скоростях ветра от 2 до 3,5 м/с, а также максимальным
значением коэффициента мощности основного ветроколеса во всем
рабочем диапазоне ветров.
9