Методические указания к выполнению лабораторных работ на стенде «Возобновляемые источники энергии» Описание стенда. Лабораторный стенд «Возобновляемые источники энергии» предназначен для проведения лабораторных работ по изучению использования ветровой и солнечной энергии. Допускается эксплуатация стенда в помещениях, изолированных от атмосферных осадков. Эксплуатация стенда должна производиться в соответствии с его назначением. Электропитание стенда осуществляется от сети переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц. Лицевая панель стенда показана на рис. 1. Рис. 1. На лицевой панели находятся: регулятор скорости ветра, предназначенный для регулировки скорости ветра при исследованиях ветрогенераторной системы регулятор яркости света, предназначенный для регулировки яркости источника света для исследования фотоэлектрической панели анемометр для измерения скорости ветра тумблер «Тип энергии», предназначенный для переключения стенда для исследования ветрогенераторной системы (положение «Ветровая») и фотоэлектрической панели (положение «Солнечная») табло «Яркость», предназначенное для индикации яркости источника света при исследованиях фотоэлектрической панели табло «температура», предназначенное для индикации температуры окружающей среды табло «Напряжение» и «Ток», предназначенные, в зависимости от положения тумблера «Тип энергии», для индикации напряжения на выходе ветрогенераторной системы/фотоэлектрической панели и тока нагрузки, подключенной к ветрогенераторной системе/фотоэлектрической панели блок «Нагрузка», который содержит галетный переключатель, предназначенный для изменения величины подключенной нагрузки и блок светодиодов, предназначенный для индикации величины подключенной нагрузки Порядок подготовки стенда к работе: 1. Подключить кабели одноименных устройств к соответствующим разъемам на тыльной стороне стенда (см. рис. 2) Рис. 2. 2. Закрутить против часовой стрелки (установить на минимум) регуляторы яркости света и скорости ветра. 3. Подключить стенд к сети. 4. Включить дифавтомат «Сеть» (см. рис. 2). Краткая теория. Раздел 1. Общие сведения о ветроэнергетических установках Ветроэнергетическая установка (ВЭУ) – устройство для преобразования кинетической энергии ветра в электрическую энергию или механическую работу. Первые ветродвигатели применялись в Вавилоне, Древнем Египте, Китае и Японии еще во 2 тысячелетии до н.э. В странах Европы (Италия, Франция, Испания, Англия, Нидерланды) ветрогенераторы стали применяться начиная с XI-XII веков. К концу XVII века первые ветродвигатели появились в России. Вплоть до XIX века ветровые и водяные турбины были основными источниками энергии, пока не были вытеснены устройствами, использующими энергию пара. Изобретателем первой ВЭУ, вырабатывающей электроэнергию, является шотландский инженеризобретатель Дж. Блит, переоборудовавший для данной цели свою мельницу. В разное время вклад в развитие ВЭУ внесли многие отечественные и зарубежные ученые и изобретатели: П. Ла Кур, Ч. Ф. Браш, Й. Джул, А. Бетц, братья Якобсы, В.Г. Залевский, Н.Е. Жуковский и др. В 20-30 гг. XX века произошло широкое внедрение ветрогенераторов в СССР и США. В 1931 г. в Крыму была построена крупнейшая на тот момент в мире ветроэлектростанция (ВЭС) мощностью P = 100 кВт, в 1941 г. ВЭС мощностью P = 1,25 МВт была построена в США. Дополнительный толчок в развитии ВЭУ получили в 70-х годах XX века под влиянием мирового энергетического кризиса. На данный момент серийное производство ВЭУ налажено в Нидерландах, Дании, Швеции, Великобритании, Германии, США и других странах. Самой мощной в мире ВЭУ в настоящее время является германский ветроэлектрогенератор «Enercon-126», высотой h = 198 м, размахом лопастей l = 127 м и номинальной мощностью P = 7,58 МВт (рис. 1.1). Рис. 1.1. В настоящее время ВЭУ в нашей стране используют преимущественно для преобразования кинетической энергии ветра в механическую энергию для подъема воды в сельской местности или электрическую на нужды бытовых и промышленных потребителей. Применение ВЭУ в России тормозит, в первую очередь, их высокая удельная капиталоемкость по сравнению с традиционными установками, использующими невозобновляемые энергетические ресурсы. Основным требованием для места строительства ВЭС является наличие высокой среднегодовой скорости ветра vветр ≥ 6 м/c. В зависимости от геометрии ветроприемного устройства и его положения относительно направления потока ветра ветроэнергетические установки классифицируются на ВЭУ с горизонтальной или вертикальной осью вращения и безлопастные. С точки зрения принципа действия ВЭУ делятся на: − использующие подъемную силу (однолопастные, двухлопастные, трехлопастные, многолопастные, ротор Флеттнера, парусный ротор, буксировочный ротор, ротор Дарье, H-ротор Дарье); − концентраторные (турбина в канале, ветроагрегат с диффузором, канального типа, дельта-концентратор, концентратор Бервиана); − использующие силу лобового сопротивления (ротор Савониуса, чашечный анемометр). В соответствии с типом используемого генератора ветроэнергетические установки подразделяют на ВЭУ с синхронным и асинхронным генераторами. Внешний вид наиболее распространенных типов ветроприемных устройств ветроэнергетических установок приведен на рисунке 1.2. Рис. 1.2. Типы ветроприемных устройств: с горизонтальной осью вращения (1 – однолопастной, 2 – двухлопастной, 3 – трехлопастной, 4 – многолопастной, 5 – многолопастной с наклонными лопастями, 6 – парусного типа); безлопастной 7; с вертикальной осью вращения (8 – ротор Савониуса, 9 – ротор Дарье, 10 – барабанного типа) Конструкция и принцип работы промышленных ВЭУ Наиболее широко в настоящий момент в качестве промышленных ВЭУ применяются трехлопастные ветроэнергетические установки с горизонтальной осью вращения и синхронным двигателем, принципиальная схема работы которых приведена на рисунке 1.3. В конструкции гондолы 4 содержится генератор 8 и редуктор 5. Редуктор предназначен для связи вала ветроприемного устройства, состоящего из ступицы 2, лопастей 1 и обтекателя 3, с генератором и повышения частоты его вращения. Гондола крепится на башню 11, устанавливаемую на фундамент 16. В башне имеется лестница для обслуживающего персонала с целью подъема в гондолу и доступа к генератору и редуктору. При изменении направления ветра, которое фиксируется измерительным оборудованием 9, происходит поворот гондолы по направлению против ветра с помощью поворотного механизма 12, приводимого в движение азимутальным приводом 13. Основные и дополнительные тормоза 6, 10, 14 предназначены для выведения ВЭУ из эксплуатации при аварийных ситуациях или в условиях буревых скоростей. Принцип работы ВЭУ заключается в преобразовании лопастями кинетической энергии ветрового потока в механическую энергию вращения вала ветроприемного устройства с последующей передачей её ротору генератора. Так как аккумуляторная батарея работает на постоянном токе, а большинству потребителей требуется ток переменный, в составе автономной ВЭС необходимо предусмотреть устройство для преобразования постоянного тока в переменный – инвертор. Мощность инвертора и ветроагрегата должны быть выбраны на максимальную мощность нагрузки, а емкость аккумуляторных батарей выбирается исходя из необходимого запаса энергии, который нужно обеспечить электростанции для покрытия электрических нагрузок в периоды простоя ветроагрегата. Для оптимизации процессов заряда/разряда аккумуляторных батарей в состав установки входит контроллер заряда/разряда. Необходимость применения в составе ВЭС контроллера заряда/разряда связана с тем обстоятельством, что аккумуляторные батареи очень критичны к величине зарядного тока и глубине разряда. Использование контроллера заряда позволяет существенно продлить срок службы аккумуляторов и снизить эксплуатационные затраты на обслуживание электростанции. В генераторе 8 происходит преобразование механической энергии вращения ротора в электрическую энергию. Вырабатываемый в генераторе переменный ток направляется в выпрямитель переменного тока, где он преобразуется в постоянный ток, и затем поступает в контроллер 18. После этого постоянный ток поступает в инвертор 20, в котором он преобразуется в переменный ток с изменением частоты и напряжения. Полученная электрическая энергия направляется через блок автоматического включения резерва (АВР) к потребителю. Блок АВР предназначен для обеспечения электрической энергией потребителя из центральной системы электроснабжения в случае, если ветроэлектрогенератор будет не в состоянии обеспечить потребителя электроэнергией в полном объеме в периоды с фактически более низкой, чем расчетная, скоростью ветра vветр. Аккумуляторные батареи 19 предназначены для накопления электроэнергии и использования её при слабом ветре. Данная схема подключения ВЭУ к электрической сети называется непрямой и позволяет аэродинамически оптимально использовать установку при различных скоростях ветра. Однако, она имеет значительные недостатки, а именно: дополнительные капитальные затраты на её реализацию и значительные потери электроэнергии на нужды инвертора (до 5…10 % от вырабатываемой мощности P, кВт). Промышленные ВЭУ, объединяемые в концентрированные на ограниченном участке местности ветряные фермы (они же ВЭС), одним из крупнейших примеров которых является ферма «San Gorgonio Pass» в США (P = 615 МВт), имеют более сложные схемы передачи электрической энергии от генератора к конечному потребителю и являются объектами уникального нетипового строительства. Рис. 1.3. Принципиальная схема промышленной трехлопастной ветроэнергетической установки с синхронным двигателем и горизонтальной осью вращения: 1 – лопасть; 2 – ступица; 3 – обтекатель; 4 – гондола (машинное отделение); 5 – редуктор; 6 – резервный тормоз; 7 – гидродинамическое соединение; 8 – генератор; 9 – измерительное оборудование; 10 – азимутальный тормоз; 11 – башня; 12 – поворотный механизм; 13 – азимутальный привод; 14 – тормоз; 15 – автоматический ввод резерва; 16 – фундамент башни; 17 – переключатель и предохранители; 18 – контроллер; 19 – блок аккумуляторов; 20 – инвертор Основные характеристики ветроприемного устройства ВЭУ Основными характеристиками ветроприемного устройства (ветроколеса) являются коэффициент использования мощности Cp, коэффициент момента окружных сил Cм и быстроходность Z. Коэффициент использования мощности определяется по формуле: 𝑁в (𝑣12 − 𝑣22)(𝑣1 + 𝑣2 ) 𝐶𝑝 = = (1) 𝑁ветр 2𝑣13 где Nв – мощность ветроколеса, использованная ветроколесом в процессе его вращательного движения, Вт; Nветр – полная энергия набегающего ветрового потока, Вт; v1, v2 – скорость ветра до и после ветроколеса, м/c. Мощность набегающего потока можно определить из выражения 3 𝑣ветр 𝑆 (1.1) 𝑁ветр = 𝜌 2 где S – поперечного сечения потока (площадь, омываемая ветроколесом), м 2; vветр= v1 – скорость ветра, м/с; ρ – плотность воздуха, кг/м3. Максимальное значение коэффициента Cp достигается, согласно закону Бетца, при соотношении скоростей v2/v1 = 1/3 и составляет Cp = CБ = 0,593 (где CБ – критерий Бетца). Таким образом, закон Бетца определяет максимальную энергию, которую можно получить от ветрогенератора; согласно данному закону ветряная турбина никогда не может иметь КПД больше, чем 59,3 %. Для понимания физического смысла закона Бетца предположим, что вся энергия, поступающая от движения ветра в турбине, была преобразована в полезную энергию. При этом скорость ветра после ветроколеса будет равна нулю. Но, если ветер остановился на выходе из турбины, то свежий ветер не сможет попасть в турбину – она будет заблокирована. Для того, чтобы ветер продолжал двигаться через турбину, необходимо некоторое движение ветра в самой турбине. Критерий Бетца и определяет максимально выгодное соотношение скоростей до и после турбины. Быстроходность Z ветроколеса является отношением линейной скорости конца лопасти к скорости набегающего ветрового потока и применяется в качестве базовой характеристики ветроколеса. Быстроходность определяется по формуле: 2𝜋𝑛𝑅 𝑍= (1.2) 𝑣1 где n – частота вращения, об/с; R – радиус ветроколеса, м. Оптимальное значение быстроходности ветроколеса Zопт в зависимости от числа лопастей расчитывается по формуле: 4𝜋 𝑍опт = (1.3) 𝑘лоп где kлоп – число лопастей, шт. Зависимость момента, создаваемого ветроколесом, от скорости набегающего потока воздуха характеризует коэффициент момента окружных сил: 2𝑀 𝐶м = (1.4) 𝑝д 𝑆𝐷 2 𝜌𝑣ветр где M – крутящий момент на валу ветроколеса, Н·м; 𝑝д = – 2 динамическое давление ветрового потока, Па; ρ – плотность воздуха, кг/м3; S – площадь, омываемая ветроколесом, м²; D – диаметр ветроколеса, м. Крутящий момент на валу ветроколеса M, Н·м, является отношением мощности ветроколеса к его угловой скорости ω, рад/с: 2 𝜌𝑣ветр 𝑆𝐷 𝑁в 𝑀= = 𝐶м (1.5) 𝜔 4 Быстроходность ветроколеса Z находится в следующей зависимости от коэффициента использования мощности Cp и коэффициента момента окружных сил Cм: 𝐶𝑝 𝑍= (1.6) 𝐶м Мощность ветроколеса Nв, Вт, зависит от скорости ветра vветр и определяется по формуле: 3 𝜌𝑣ветр 𝑆 𝑁в = 𝐶𝑝 (1.7) 2 В зависимости от режима работы ветроколеса различают следующие пограничные скорости ветра (рис. 1.4): Скорость страгивания с места vc , м/с – скорость, при которой ветроколесо начинает вращаться без нагрузки. Минимальная рабочая скорость vмин, м/с – скорость, которая обеспечивает вращение ротора с номинальной частотой вращения и нулевой производительностью, т.е. в режиме холостого хода. Оптимальная скорость vопт, м/с – скорость, при которой ветроэнергетическая установка работает с оптимальным коэффициентом использования мощности Cp. опт Расчетная скорость vрасч, м/с – скорость, начиная с которой генератор развивает номинальную электрическую мощность Pном. Максимальная рабочая скорость vмакс, м/с – скорость, при которой конструкция ВЭУ позволяет производить электроэнергию без повреждения её конструктивных элементов. Буревая скорость vб, м/с – максимальная скорость ветра, которую может выдержать остановленный ВЭУ без его разрушения. Мощность генератора P, кВт, ВЭУ составляет: 𝑃 = 𝜂Г 𝑁в (1.8) где ηг – коэффициент полезного действия генератора ВЭУ. Рис. 1.4. Зависимость коэффициента использования мощности ветроколеса Сp и мощности P ветрогенератора от скорости ветра vветр: 1 – Сp=f(vветр); 2 – P=f(vветр) Для промышленных ветроэлектрогенераторов с номинальной мощностью Pном = 0,5…3 МВт существует эмпирическая зависимость определения их номинальной мощности: Pном = 0,06D2,42 (1.9) Наибольшее распространение получили горизонтально-осевые ветроэнергетические установки, или, так называемые, пропеллерные установки (более 90 %), а их серийным выпуском занимаются более 100 фирм. Вертикально-осевые ВЭУ были изобретены позже горизонтальноосевых пропеллерных (ротор Савониуса – в 1929 г., ротор Масгроува – в 1975 г., ротор Дарье был запатентован во Франции в 1925 г. и в США в 1926 г.). До недавнего времени главным недостатком вертикально-осевых ветроэнергетических установок ошибочно считалась невозможность получить быстроходность больше единицы (для горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ быстроходность возможна больше пяти). К недостаткам также относили: неравномерность крутящего момента, зависимость частоты вращения ветроколеса от скорости ветра и большая пусковая скорость ветра (около 15 м/с). Эти положения, верные только для тихоходных роторов, использующих различные сопротивления лопастей при их движении по ветру и против ветра, привели к неправильным теоретическим выводам – предельный коэффициент использования энергии ветра у вертикально-осевых ветроэнергетических установок ниже, чем у горизонтально-осевых пропеллерных. Ошибочный вывод, в свою очередь, способствовал тому, что этот тип ветроэнергетических установок почти 40 лет вообще не разрабатывался. Только в 60–70-х годах прошлого века сначала канадскими, а затем американскими и английскими специалистами было экспериментально доказано, что эти выводы неприменимы к роторам Дарье, использующим подъемную силу лопастей. Для этих роторов указанное максимальное отношение линейной скорости рабочих органов к скорости ветра достигает 6:1 и выше, а коэффициент Cp практически на уровне горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ. Вместе с тем, эксплуатация горизонтально-осевых ветроустановок выявила ряд неучтенных ранее недостатков. Например, горизонтально-осевые ветроэнергетические установки могут значительно уменьшать вырабатываемую электроэнергию при частой смене направления ветра. В этой связи, все ветроэнергетические установки требуют более глубокого анализа, позволяющего максимально использовать их преимущества. Вертикально-осевые ветроэнергетические установки Ветроколесо с вертикальной осью вращения вследствие своей геометрии при любом направлении ветра находится в рабочем положении. Эффективность работы вертикально-осевых ветроэнергетических установок принципиально не зависит от направления ветра, в связи с этим нет необходимости в механизмах и системах ориентации на ветер. Преимуществом вертикально-осевых ветроэнергетических установок является возможность размещения генератора и мультипликатора на фундаменте установки и исключения угловой передачи крутящего момента. Это позволяет отказаться от мощной, вероятнее всего многоступенчатой угловой передачи крутящего момента, упростив требования к монтажепригодности оборудования (исключить ограничения по габариту и массе) и к условиям эксплуатации (отсутствие толчков и вибраций). При размещении оборудования на фундаменте значительно улучшаются условия его монтажа и эксплуатации, упрощается передача вырабатываемой электроэнергии. Сравнение типов ветроэнергетических установок позволяет заключить следующее. В горизонтально-осевых пропеллерных ветроэнергетических установках избегают вводить угловую передачу и размещают оборудование во вращающейся гондоле. При этом неизбежны сложности в связи с повышением требований к монтажепригодности оборудования, условиям его эксплуатация, а также при организации подъема оборудования и его эксплуатации в верхнем положении. Немало трудностей вызывает и передача электроэнергии от вращающегося вместе с гондолой генератора. Для того чтобы избежать скручивания силовой шины, необходимо ограничивать поворот гондолы, вводить коллекторную передачу либо отсоединять и раскручивать шину. Во всех этих случаях в конструкцию ветроустановки вводятся дополнительные устройства, усложняющие ее. Передача крутящего момента на уровень фундамента связана с введением длинного трансмиссионного вала, однако обусловленное этим усложнение конструкции вполне компенсируется преимуществами нижнего размещения оборудования, даже в том случае, если вал будет послередукторным, то есть быстроходным. При доредукторном (тихоходном) исполнении длинный вал особых конструктивных усложнений не требует. В горизонтальных пропеллерных ветроэнергетических установках удачно используются достижения авиационной техники, в частности в области проектирования лопастей, систем управления углами их установки, трансмиссий. Следовательно, есть все основания полагать, что эти установки достаточно отработаны и их надежности может быть дана высокая оценка. Тем не менее, очевидно, что после отработки конструкции вертикальноосевые ветроэнергетические установки обещают более высокую надежность. Основаниями для такого вывода являются значительное упрощение их конструкции, снижение уровня требований к изготовлению трансмиссий, упрощение условий монтажа и эксплуатации и т. п. Это обусловлено следующими особенностями вертикально-осевых установок: отсутствие механизмов и систем управления поворотом гондолы на ветер, размещение генератора и мультипликатора на фундаменте, отсутствие необходимости в устройствах и системах управления углом установки лопастей, отсутствие проблем с передачей электроэнергии от генератора. Тихоходные вертикально-осевые ветроэнергетические установки, с точки зрения воздействия на окружающую среду, имеют следующие преимущества перед быстроходными горизонтальными пропеллерными: все уровни аэродинамических и инфразвуковых шумов гораздо ниже; меньше теле- и радиопомехи; меньше радиус разброса обломков лопастей в случае их разрушения и менее вероятно саморазрушение; ниже вероятность столкновения лопастей с птицами. Вертикально-осевые ветроэнергетические установки наиболее эффективны при малой (до 10 кВт) мощности. Рассмотрим наиболее совершенные типы вертикально-осевых ветроустановок. Ротор Савониуса. Конструкция ротора Савониуса приведена на рисунке 1.5. Вращающий момент возникает при обтекании ротора Савониуса потоком воздуха за счет разного сопротивления выпуклой и вогнутой частей ротора Савониуса. Рис. 1.5. Преимуществами ветроэнергетической установки этого типа являются низкий уровень шума, небольшая занимаемая площадь, отличная работа на малых ветрах (3–5 м/сек.). Поскольку это ротор с вертикальной осью вращения, то он не нуждается в устройствах ориентировании на ветер, что значительно упрощает конструкцию – ветроколесо отличается исключительной простотой. Однако эта турбина является самой тихоходной, и, как следствие, имеет очень низкий коэффициент использования мощности ветра – всего 0,18–0,24. Ротор Дарье. Ротор Дарье представляет собой симметричную конструкцию, состоящую из двух и более аэродинамических крыльев, закрепленных на радиальных балках (рис. 1.6). Рис. 1.6. На каждое крыло, движущееся относительно потока, действует подъемная сила, величина которой зависит от угла между векторами скорости потока и мгновенной скорости крыла. Максимального значения подъемная сила достигает при ортогональности данных векторов. Ввиду того, что вектор мгновенной скорости крыла циклически изменяется в процессе вращения ротора, момент силы, развиваемый ротором, также является переменным. Поскольку для возникновения подъемной силы необходимо движение крыльев, ротор Дарье характеризуется плохим самозапуском. Самозапуск улучшается в случае применения трех и более лопастей, но и в этом случае требуется предварительный разгон ротора. Ротор Дарье относится к ветроприемным устройствам, использующим подъемную силу, которая возникает на выгнутых лопастях, имеющих в поперечном сечении профиль крыла. Ротор имеет сравнительно небольшой начальный момент, но большую быстроходность, в силу этого – относительно большую удельную мощность, отнесенную к его массе или стоимости. Работа ротора Дарье не зависит от направления потока. Следовательно, турбина на его основе не требует устройства ориентации. Ротор Дарье характеризуется высоким коэффициентом быстроходности при малых скоростях потока и высоким коэффициентом использования энергии потока: площадь, ометаемая крыльями ротора, может быть достаточно большой. К недостаткам ротора Дарье относятся: плохой самозапуск, низкая механическая прочность, повышенный шум, создаваемый при работе. Н-образный ротор Дарье (Н-Дарье). Наиболее технологичным является Н-образный ротор Дарье (рис. 1.7). Рис. 1.7. Ротор состоит из одной или более лопастей аэродинамического профиля. Установка такого типа является быстроходной (коэффициент быстроходности ≥ 3). Ротор Н-Дарье отличается пониженным уровнем шума и полным отсутствием инфразвука. Ветроэнергетическая установка этого типа имеет простую конструкцию и характеризуется высокой степенью надежности. На основании сказанного выше можно сделать следующий вывод. Вертикально-осевые ветроустановки конструктивно являются более простыми и обладают еще рядом преимуществ перед горизонтально-осевыми ветроустановками. Однако коэффициент использования мощности ветра и КПД у них пока еще несколько ниже, что приводит к увеличению габаритов, а в некоторых случаях и к увеличению материалоемкости. Вместе с тем при использовании вертикально-осевых ветроустановок в автономном режиме или в качестве резервных источников электроэнергии этот недостаток нивелируется. Это объясняется тем, что в автономном или резервном вариантах ветроэлектростанции работают на нагрузку через аккумулятор, который работает в буферном режиме. Кроме того, в этом случае (буферное аккумулирование электроэнергии), можно снизить требования к качеству выходного напряжения и применить упрощенные конструктивные решения задач преобразования ветрового потока в механическую энергию вращения вала (например, нерегулируемые лопасти и т.п.). При этом требуемое качество электроэнергии в канале электроснабжения может быть обеспечено стандартными устройствами преобразования электрической энергии (например, источниками бесперебойного питания типа UPS) с аккумуляторной батареей соответствующей емкости. Принцип работы и основные характеристики генератора ВЭУ В качестве современных генераторов ВЭУ, как правило, используют синхронные генераторы с возбуждением постоянными магнитами или электромагнитным возбуждением. Рассмотрим синхронный генератор с возбуждением постоянными магнитами. Синхронный генератор постоянного тока (рис. 1.9) – это электрическая машина постоянного тока, предназначенная для преобразования механической энергии в электрическую энергию постоянного тока. При вращении ротора 2 генератора в постоянном магнитном поле, образованном обмоткой возбуждения в обмотке якоря 1, в соответствии с законом электромагнитной индукции наводится ЭДС (электродвижущая сила). Максимальное значение ЭДС имеет место при расположении катушки под магнитным полюсом (рис. 1.10 а), при пересечении же обмотки якоря оси геометрической нейтрали ЭДС равна нулю (рис. 1.10 б), а при дальнейшем повороте ротора ЭДС изменяет знак на противоположный. В обмотке якоря возникает переменный электрический ток, для выпрямления которого используются выпрямители (коллекторы). Рис. 1.9. Схема устройства генератора: 1 – неподвижный якорь; 2 – ротор; 3 – контактные кольца; 4 – скользящие щетки Рис. 1.10. Схема вращения катушки ротора в поле электромагнита неподвижного якоря при магнитном потоке через катушку: а – максимальном; б – минимальном; 1 – катушка ротора; 2 – полюсы якоря Значение ЭДС синхронного генератора E, В, определяется по формуле E cnФ (1.10) где c – постоянный коэффициент, учитывающий конструктивные особенности генератора; n – частота вращения ротора ветроколеса, об/мин; Ф – основной магнитный поток, Вб. Таким образом, ЭДС генератора пропорциональна основному магнитному потоку генератора, при этом напряжение U, В, на зажимах генератора меньше ЭДС на величину внутреннего падения напряжения U = E –IяRя (1.11) где Iя – ток в обмотке якоря, А; Rя – полное сопротивление одной фазы обмотки якоря, Ом. При подключении обмотки якоря генератора ВЭУ к нагрузке развиваемая им мощность P равна: P IU (1.12) где I – сила тока в цепи, А; U – напряжение в цепи, В. Активная составляющая тока нагрузки генератора при этом создает тормозной электромагнитный момент якоря M я, Н·м, приложенный к валу ветроколеса, приводящего во вращение ротор генератора. Мощность P, вырабатываемая реальным генератором ветроэлектрогенератора малой мощности, при увеличении скорости ветрового потока vветр будет сначала увеличиваться до номинального значения Pном, а при дальнейшем увеличении скорости ветра vветр будет уменьшаться, как показано на примере зависимости мощности реального ветроэлектрогенератора «EuroWind 20» от скорости ветра vветр (рис. 1.11). Это явление связано с использованием в их работе stall-регулирования. Для достижения стабилизации мощности, как показано на рисунке 1.4, используется pitch-регулирование – изменение угла поворота лопастей относительно направления ветрового потока с помощью гидропривода или электропривода. Рис. 1.11. Зависимость мощности P от скорости набегающего ветрового потока vветр генератора ВЭУ «EuroWind 20» На рис. 1.12 приведены типичные зависимости выходной мощности ВЭУ от скорости вращения при изменении величины нагрузки на различных скоростях ветра (V1<V2<V3<V4<V5) Рис. 1.12. Типичные зависимости выходной мощности ВЭУ от величины нагрузки Способы регулирования мощности ветроэнергетической установки По способу регулирования мощности все ветроустановки делятся на два наиболее распространенных типа, которые характеризуются короткими английскими терминами: Pitch и Stall. Pitch (ставить) регулирование - это изменение угла атаки лопасти в соответствии со скоростью ветра. Stall (застревать) - угол атаки лопасти неизменный, но профиль лопасти по длине делается таким образом, что эффективность отдельных участков лопасти падает при росте скорости ветра, в результате после достижения номинальной мощности при увеличении скорости ветра рост мощности ВЭУ не происходит или происходит, но незначительно. В случае применения нескольких ветроустановок важно наличие систем, которые служат для автоматического регулирования выходной мощности в зависимости от скорости и силы ветра. В принципе можно говорить об активном регулировании, которое заключается в вынужденном изменении угла установки лопастей ротора и направления установки гондолы в зависимости от силы и направления ветра. Эти процедуры направлены прежде всего на поддержание постоянного уровня мощности и необходимых качественных характеристик электрической энергии, которая отдается в электрическую сеть. Регулирование изменением угла установки лопастей ротора (англ. Pitch regulation) заключается в изменении угла атаки ветра на лопасти ротора. Это позволяет поддерживать постоянную скорость вращения ротора. Устройство автоматического регулирования на основании информации о скорости ветра и величины генерируемой мощности, осуществляет с помощью сервомеханизмов изменение угла установки лопастей. Благодаря этому поддерживается постоянная скорость вращения ротора, что напрямую влияет на стабильность и эффективность работы ветроэнергетической установки, а также на уменьшение уровня шума. Дополнительно, в случае возникновения очень большой скорости ветра, угрожающей уничтожением ветроустановки, существует возможность аэродинамического торможения через установку лопастей в так называемый флажок. Узел регулирования угла установки лопастей находится в ступице ротора. Каждая из лопастей регулируется с помощью отдельного гидравлического привода. Регулирование изменением угла установки лопастей ротора влияет на значение сил, действующих на отдельные лопасти. Ее существенным изъяном, по сравнению с другими методами регулирования, является значительное число движущихся частей в конструкции ветротурбины, что приводит к снижению ее надежности. Регулировка через так называемое разрежение (англ, stall regulation) заключается в использовании аэродинамической характеристики лопастей ротора, то есть относится к простейшим пассивных методов. При определенной скорости ветра за лопастями ротора начинает создаваться турбулентность и наступает так называемое разрежение лопастей. Крутящий момент, передаваемый генератору ротором ветродвигателя, уменьшается, что в свою очередь позволяет поддерживать относительно постоянной выходную мощностью ветроэнергетической установки. Лопасти имеют соответствующую форму и постоянно закреплены в ступице ротора. Основным преимуществом этого вида регулирования является отсутствие многих дополнительных элементов и деталей систем, связанных с управлением и регулировкой угла установки лопастей, что значительно упрощает конструкцию ветроэнергетической установки. К основному недостатку рассматриваемого вида регулирования следует отнести сравнительно меньшую эффективность преобразования энергии ветра, нестабильность выходной мощности при возникновении турбулентности, а также ухудшение параметров качества производимой электроэнергии. Такое регулирование обычно применяется в ветроустановках малой мощности с индукционными генераторами и постоянной скоростью вращения. Регулирование изменением установки гондолы по ветру (англ, yaw conrol) заключается в автоматическом регулировании положения всей гондолы в горизонтально-осевых ветроэнергетических установках, и тем самым, изменении положения оси вращения ротора по отношению к направлению ветра (до перпендикулярного). Это регулирование может быть реализовано с помощью следящего устройства и дополнительного приводного двигателя. Активное регулирование положения гондолы применяется главным образом в мощных ветроустановках, где двигатель устанавливает гондолу в необходимое положение относительно направления ветра. Таким образом можно держать на постоянном уровне выходную мощность ветроустановки. Пассивное регулирование, с помощью специального направляющего флажка, применяется в ветроустановках меньшей мощности. Регулирование изменением сопротивления обмотки ротора (англ, load control) заключается в изменении сопротивления обмотки ротора генератора. Таким образом при работе ветротурбины происходит переход с одной внешней характеристики на другую, более выгодную при конкретных условиях. Изменение сопротивления может быть выполнено за счет включения в цепь ротора генератора дополнительного сопротивления. С целью изменения сопротивления могут быть также использованы полупроводниковые преобразователи, которые также должны быть включены в цепь ротора. Раздел 2. Количество энергии, попадающей на земную поверхность от Солнца, огромно. Так, например, мощность потока солнечной радиации, поступающей на площадь 10 км2, в безоблачный день достигает 7–9 миллионов кВт. Эта величина превышает мощность Красноярской ГЭС [1]. Солнечные энергетические технологии превращают электро- магнитное излучение Солнца в формы тепла и электроэнергии. Существуют три основных технологии использования солнечной энергии: Солнечные коллекторы для нагрева жидкого или газообразного теплоносителя. Технология концентрированной солнечной энергии, в которой солнечное тепло используется для получения пара, с помощью которого турбины вырабатывают электроэнергию (рис. 2.1). Фотоэлектрические технологии, позволяющие напрямую преобразовывать солнечное излучение в электричество. Рис. 2.1. Установка концентрированной солнечной энергии Сегодня солнечное электричество широко используется в удаленных районах, где нет централизованного электроснабжения, или для электроснабжения домов, офисов и других зданий в местах, где есть централизованная сеть электроснабжения. В последние годы именно это применение обеспечивает около 90% рынка солнечных панелей. В подавляющем большинстве случаев солнечные панели работают параллельно с сетью и генерируют экологически чистое электричество для сетей централизованного электроснабжения. Во многих странах существуют специальные механизмы поддержки солнечной энергетики, например, специальные повышенные тарифы для поставки электроэнергии от солнечных панелей в сеть, налоговые льготы, льготы при получении кредитов на покупку оборудования и т.п. На этапе становления фотоэнергетики такие механизмы действовали в Европе, США, Японии, Китае, Индии и других странах. К сожалению, Россия в этом отношении отстала, и реально действующих механизмов поддержки возобновляемой энергетики нет. В настоящее время солнечная энергетика обеспечивает немногим более 1% генерации электричества в мире. Однако, в ряде европейских стран эта доля существенно выше. Так, например, в Германии эта цифра составляет около 6%. Интенсивность солнечного света, которая достигает Земли, меняется в зависимости от времени суток, года, местоположения и погодных условий. Общее количество энергии, подсчитанное за день или за год, называется иррадиацией (или «приход солнечной радиации») и показывает, насколько мощным было солнечное излучение. Иррадиация измеряется в [Вт∙ч/м2] в день или за другой период. Интенсивность солнечного излучения в свободном пространстве на удалении, равном среднему расстоянию между Землей и Солнцем, называется солнечной постоянной. Ее величина 1353 Вт/м2 [3]. При прохождении через атмосферу солнечный свет ослабляется, в основном, из-за поглощения инфракрасного излучения парами воды, ультрафиолетового – озоном, и рассеяния излучения частицами атмосферной пыли и аэрозолями. Показатель атмосферного влияния на интенсивность солнечного излучения, доходящего до земной поверхности, называется «воздушной массой» (АМ). На рисунке 2.2 показано спектральное распределение интенсивности солнечного излучения в различных условиях. Верхняя кривая (АМ0) соответствует солнечному спектру за пределами земной атмосферы (например, на борту космического корабля), то есть при нулевой воздушной массе. Она аппроксимируется распределением интенсивности излучения абсолютно черного тела при температуре 5800 К. Кривые АМ1 и АМ2 иллюстрируют спектральное распределение солнечного излучения на поверхности Земли, когда Солнце в зените, и при угле между Солнцем и зенитом 60°, соответственно. При этом полная мощность излучения составляет порядка 925 и 691 Вт/м2. Средняя интенсивность излучения на Земле примерно совпадает с интенсивностью излучения при АМ1.5 (Солнце находится под углом 45° к горизонту). Рис. 2.2. Спектральное распределение интенсивности солнечного излучения в различных условиях Около поверхности Земли можно принять среднюю величину интенсивности солнечной радиации 635 Вт/м2, в очень ясный солнечный день эта величина колеблется от 950 Вт/м2 до 1220 Вт/м2, а среднее значение составляет примерно 1000 Вт/м2. Например, интенсивность полного излучения в Цюрихе (47°30' с. ш., 400 м над уровнем моря) на поверхности, перпендикулярной излучению: 1 мая 12 ч. 00 мин. – 1080 Вт/м2; 21 декабря 12 ч. 00 мин. – 930 Вт/м2. Для упрощения вычисления по приходу солнечной энергии его обычно выражают в часах солнечного сияния с интенсивностью 1000 Вт/м2. То есть 1 час соответствует приходу солнечной радиации в 1000 Вт∙ч/м2. Это примерно соответствует периоду, когда солнце светит летом в середине солнечного безоблачного дня на поверхность, перпендикулярную солнечным лучам. Иррадиация меняется в течение дня и от места к месту, особенно в горных районах. Она меняется в среднем от 1000 кВт∙ч/м2 в год для североевропейских стран до 2000-2500 кВт∙ч/м2 в год для пустынь. Погодные условия и склонение солнца (которое зависит от широты местности) также приводят к различиям в приходе солнечной радиации. В России, вопреки распространенному мнению, очень много мест, где выгодно преобразовывать солнечную энергию в электроэнергию при помощи солнечных батарей. На рисунке 2.3 приведена карта ресурсов солнечной энергии в России. На большей части России можно успешно использовать солнечные панели в сезонном режиме, а в районах с числом часов солнечного сияния более 2000 ч/год – круглый год. Естественно, в зимний период выработка энергии солнечными панелями существенно снижается, но все равно стоимость электроэнергии от солнечной электростанции остается намного ниже, чем от дизельного или бензинового генератора. Потенциал солнечной энергии наиболее велик на юго-западе (Северный Кавказ, район Черного и Каспийского морей, Крым) и на Дальнем Востоке. Значительными ресурсами обладают Калмыкия, Ставропольский край, Ростовская область, Краснодарский край, Волгоградская область, Астраханская область и другие регионы на юго-западе, а также Алтай, Приморье, Читинская область, Бурятия и другие регионы на юго-востоке. В некоторых районах Западной и Восточной Сибири и Дальнего Востока годовая солнечная иррадиация составляет 1300 кВт∙ч/м 2, превосходя значения южных регионов России. Например, в Иркутске (52о с.ш.) количество солнечной энергии достигает 1340 кВт∙ч/м2 в год, а в Республике Якутия-Саха (62о с.ш.) – 1290 кВт∙ч/м2. Рис. 2.3. Карта ресурсов солнечной энергии в России Особенно выгодно применение солнечных батарей там, где нет централизованных электрических сетей, и энергообеспечение происходит за счет дизель-генераторов. А таких районов в России очень много. Более того, даже там, где сети есть, использование работающих параллельно с сетью солнечных панелей позволяет значительно снизить расходы на электроэнергию. Фотоэлектрический эффект Фотоэлектрический эффект (фотоэффект) был открыт французским ученым А.Э. Беккерелем в 1839 году и основан на способности токопроводящих материалов испускать электроны под действием электромагнитного излучения, в том числе и света.Три основных закона фотоэффекта можно сформулировать следующим образом: 1. Сила фототока прямо пропорциональна плотности электромагнитного излучения. 2. Максимальная кинетическая энергия вырываемых светом электронов линейно возрастает с частотой электромагнитного излучения и не зависит от его интенсивности. 3. Для каждого вещества при определенном состоянии егоповерхности существует граничная частота электромагнитного излучения, ниже которой фотоэффект не наблюдается. Эта частота и соответствующая длина волны называются красной границей фотоэффекта. Фотоэффект проявляется в фотоэлектрической системе, напрямую преобразующей солнечную энергию в электричество. Для работы фотоэлектрической системы необходим дневной свет. Фотоэлектрические системы не должны обязательно находиться под прямыми солнечными лучами, так что даже в пасмурные дни фотоэлектрические панели могут вырабатывать некоторое количество электроэнергии. Простейшая конструкция фотоэлектрического или солнечного элемента (СЭ) – прибора для преобразования энергии солнечногоизлучения – на основе монокристаллического кремния показана на рис. 2.4. На малой глубине от поверхности кремниевой пластины p-типа сформирован p–n-переход с тонким металлическим контактом; на тыльную сторону пластины нанесен сплошной металлический контакт. Пусть p–n-переход расположен вблизи от освещаемой поверхности полупроводника. При использовании солнечного элемента в качестве источника электроэнергии к его выводам должно быть подсоединено сопротивление нагрузки Rн. Рассмотрим сначала два крайних случая: Rн=0 (режим короткого замыкания) и Rн = ∞ (режим холостого хода). Зонные диаграммы для этих режимов изображены на рис. 2.5 а, б. Рис. 2.4. Конструкция фотоэлектрического элемента Рис. 2.5. Зонные энергетические диаграммы p–n-перехода при освещении в разных режимах: а – короткого замыкания; б – холостого хода; в – включения на сопротивление нагрузки В первом случае зонная диаграмма освещенного p–n-перехода не отличается от зонной диаграммы при термодинамическом равновесии (без освещения и без приложенного напряжения смещения), поскольку внешнее закорачивание обеспечивает нулевуюразность потенциалов между n- и p-областями. Однако через p–n-переход и внешний проводник течет ток, вызванный фотогенерацией электронно-дырочных пар в p-области. Фотоэлектроны, образовавшиеся в непосредственной близости от области объемного заряда, увлекаются электрическим полем p–n-перехода и попадают в n-область. Остальные электроны диффундируют к p–n-переходу, стараясь восполнить их убыль, и в итоге также попадают в n-область. В n-области возникает направленное движение электронов к тыльному металлическому контакту, перетекание во внешнююцепь и в контакт с p-областью. На границе контакта с p-областью происходит рекомбинация подошедших сюда электронов с фото- генерированными дырками. При разомкнутой внешней цепи p–n-перехода (рис. 2.5б) фотоэлектроны, попадая в n-область, накапливаются в ней и заряжают её отрицательно. Оставшиеся в p-области избыточные дырки заряжают p-область положительно. Возникающая таким образом разность потенциалов является напряжением холостого хода (Uхх), полярность которого соответствует прямому смещению p–n-перехода. Поток генерированных светом носителей образует фототок(Iф). Величина его равна числу фотогенерированных носителей, прошедших через p–n-переход в единицу времени. При нулевых внутренних омических потерях в солнечном элементе режим короткого замыкания (рис. 2.5а) эквивалентен нулевому напряжению смещения p–n-перехода, поэтому ток короткого замыкания (Iкз) равен фототоку (Iф). В режиме холостого хода (рис. 2.5б) фототок уравновешивается «темновым» током (Iт) – прямым током через p–nпереход, возникающим при напряжении смещения (Uхх). «Темновой» ток сопровождается рекомбинацией неосновных носителей тока (в данном случае электронов в p-области). При рекомбинациях потенциальная энергия электронно-дыроч-ных пар выделяется либо излучением фотонов с hv≈Eg, либо расходуется на нагревание кристаллической решетки (рис. 2.5б). Таким образом, режим холостого хода солнечного элемента эквивалентен режиму работы светодиодов, а также выпрямительныхдиодов в пропускном направлении. Если к p–n-переходу подключить варьируемое сопротивление нагрузки (рис. 2.5в), то направление тока в ней всегда совпадает с направлением фототока (Iф), а сам ток нагрузки (Iн) равен результирующему току через p–nпереход. Нагрузочную вольт-амперную характеристику (ВАХ) освещенного p–n-перехода (рис. 2.6) можно записать как: Iф − Iн kT Uн = ( ) ln ( + 1) (2.1) q I0 где Uн – напряжение на нагрузке, равное напряжению на p–n-переходе, В; Iн – ток нагрузки, А; I0 – ток насыщения, А; Iф – фото- ток, А; k – постоянная Больцмана, 1,38∙10-23 Дж/К; T – абсолютная температура, К; q – величина заряда электрона. Максимальная мощность отбирается в том случае, когда солнечный элемент находится в режиме, отмеченном точкой а на рис. 2.6. Максимальная мощность, снимаемая с солнечного элемента, вычисляется по формуле Pmax = UТММ ⸱IТММ = FF⸱Iкз Uхх (2.2) где UТММ – напряжение в точке максимальной мощности (точка а, рис. 2.6), В; IТММ – ток в точке максимальной мощности (точка а, рис. 2.6), А; FF – коэффициент заполнения вольт-амперной характеристики; Iкз – ток короткого замыкания, А; Uхх – напряжение холостого хода, В. Рис. 2.6. Вольт-амперная характеристика солнечного элемента Характеристики солнечного элемента Напряжение холостого хода – это максимальное напряжение, создаваемое солнечным элементом, возникающее при нулевом токе (рис. 2.7). Оно равно прямому смещению, соответствующему изменению напряжения p– n-перехода при появлении светового тока. Напряжение холостого хода обычно обозначается Uхх или Vос. Напряжение холостого хода монокристаллических солнечных элементов высокого качества достигает 730 мВ при условии АМ1.5. В коммерческих устройствах оно обычно находится на уровне 600 мВ. Напряжение холостого хода солнечного элемента мало меняется при изменении освещенности. Рис. 2.7. Вольт-амперная характеристика солнечного элемента и напряжение холостого хода Ток короткого замыкания − это ток, протекающий через солнечный элемент, когда напряжение равно нулю (то есть когда солнечный элемент замкнут накоротко) (рис. 2.8). Ток короткого замыкания обычно обозначается Iкз или I𝑠с. Он возникает в результате генерации и разделения сгенерированных светом носителей. В идеальном солнечном элементе при условии умеренных резистивных потерь он равен световому току. Поэтому ток короткого замыкания можно считать максимальным током, который способен создать солнечный элемент. Кроме того, он прямо пропорционально зависит от интенсивности света. Рис. 2.8. Вольт-амперная характеристика солнечного элемента и ток короткого замыкания Коэффициент заполнения вольт-амперной характеристики (ВАХ) солнечного элемента (fill factor, FF). Ток короткого замыкания и напряжение холостого хода − это максимальные ток и напряжение, которые можно получить от солнечного элемента. Однако, при напряжении холостого хода и токе короткого замыкания мощность солнечного элемента равна 0. Коэффициент заполнения – параметр, который в сочетании с напряжением холостого хода и током короткого замыкания определяет максимальную мощность солнечного элемента. Он вычисляется, как отношение максимальной мощности солнечного элемента к произведению напряжения холостого хода и тока короткого замыкания: UТММ ⸱IТММ FF = (2.3) Iкз Uхх где UТММ – напряжение в точке максимальной мощности (ТММ), В; IТММ – ток в ТММ, А; Uхх – напряжение холостого хода, В; Iкз – ток короткого замыкания, А. Графически коэффициент заполнения представляет собой меру квадратичности солнечного элемента и равен максимальной площади прямоугольника, который можно вписать в вольт-амперную кривую (рис. 2.9). Рис. 2.9. Графическое представление коэффициента заполнения вольт-амперной характеристики (ВАХ) солнечного элемента Так как коэффициент заполнения является мерой квадратичности вольтамперной кривой, солнечный элемент с более высоким напряжением будет иметь и более высокий возможный коэффициент заполнения, поскольку закругленная часть кривой занимает меньше места. Коэффициент заполнения ВАХ является одним из основных параметров, по которому можно судить о качестве фотоэлектрического преобразователя. Типичные качественные серийно выпускаемые солнечные элементы имеют коэффициент заполнения ВАХ более 0,7. Бракованные элементы имеют коэффициент заполнения ВАХ от 0,4 до 0,65. У аморфных элементов и других тонкопленочных фотоэлектрических преобразователей коэффициент заполнения ВАХ 0,4-0,7. Чем больше коэффициент заполнения ВАХ, тем меньше потери в элементе из-за внутреннего сопротивления. График на рисунке 2.10 иллюстрирует ВАХ элементов c различным коэффициентом заполнения. Как видно, обе кривые имеют одинаковые значения тока короткого замыкания и напряжения холостого хода, однако элемент c меньшим коэффициентом заполнения ВАХ (нижний график) вырабатывает меньше мощности в ТММ. Рис. 2.10. Вольт-амперная характеристика (ВАХ) солнечных элементов c различным коэффициентом заполнения При изготовлении каждый солнечный элемент тестируется и при этом измеряется его ВАХ и коэффициент заполнения. Если последний меньше 0,7, то элемент классифицируется как Grade B и продается производителям супердешевых панелей, которые должны уведомлять покупателей о низком качестве элементов. Коэффициент полезного действия (КПД) является самым распространенным параметром, по которому можно сравнить производительность двух солнечных элементов. Он определяется как отношение мощности, вырабатываемой солнечным элементом, к мощности падающего солнечного излучения. Кроме собственно производительности солнечного элемента, КПД также зависит от спектра и интенсивности падающего солнечного излучения и температуры солнечного элемента. Поэтому для сравнения двух солнечных элементов нужно тщательно выполнять принятые стандартные условия. КПД солнечного элемента определяется как часть падающей энергии, преобразованной в электричество Pmax η= (2.4) Pпад где Pmax – максимальная мощность солнечного элемента, Вт (формула (2.2)); Pпад – мощность падающего солнечного излучения, Вт. Типы солнечных элементов Наибольшее распространение в фотоэлектрических установках получили кремниевые элементы трех видов на основе монокристаллического (КПД до 21,5%), поликристаллического (КПД 14-17%) и аморфного кремния (КПД 58%) (рис. 2.11). Различие между этими видами в том, как организованы атомы кремния в кристалле. Рис. 2.11. Монокристаллические, поликристаллические и аморфные солнечные элементы В фотоэлектрических элементах имеется задний контакт и 2 слоя кремния разной проводимости, сверху сетка из металлических контактов и антибликовое просветляющее покрытие, которое дает солнечному элементу характерный синий оттенок. В солнечной энергетике одним из перспективных материалов для создания высокоэффективных фотоэлектрических элементов является арсенид галлия (GaAs). Такие элементы обладают высоким КПД (для однопереходных элементов около 28 % [6]). Отдельно можно выделить элементы, использующие органические материалы. Фотоэлектрические элементы на основе диоксида титана (TiO2), покрытые органическим красителем, имеют КПД около 11 %. Принцип работы элемента основан на фотовозбуждении красителя и быстрой инжекции электрона в зону проводимости TiO2. В последние годы разработаны новые типы материалов для тонкопленочных фотоэлектрических элементов, например, медь- индий-диселенид и теллурид кадмия (CdTe). Такие солнечные элементы в последнее время широко используются. Технологии их производства постоянно развиваются, за последнее десятилетие КПД тонкопленочных элементов вырос примерно в 2 раза. Последние технологии используют гибридные методы. Так появились элементы, которые имеют как кристаллический переход, так и тонкий полупрозрачный аморфный, расположенный над кристаллическим. Так как кристаллы и аморфный кремний наиболее эффективно преобразуют только часть спектра света и эти спектры немного отличаются, применение таких гибридных элементов позволяет повысить общий КПД солнечного элемента. В лабораториях уже получен КПД порядка 45%. Конечно, до массового использования такие технологии дойдут еще не скоро, но работа по удешевлению изготовления солнечных элементов постоянно ведется во всем мире. Солнечные панели Солнечные панели (они же фотоэлектрические или солнечные модули) состоят из солнечных элементов. Так как один солнечный элемент не производит достаточного количества электроэнергии, несколько таких элементов собирают в солнечные панели, чтобы производить больше электричества (рис. 2.12). Панель представляет собой фотоэлектрический генератор, состоящий из стеклянной плиты, с тыльной стороны которой между двумя слоями герметизирующей пленки размещены солнечные элементы, электрически соединенные между собой металлическими шинами. Нижний слой герметизирующей пленки защищен от внешних воздействий защитным слоем. К внутренней стороне корпуса панели прикреплен блок терминалов, под крышкой которого размещены электрические контакты для подключения (рис. 2.13). Рис. 2.12. Солнечный элемент, солнечная панель (фотоэлектрический модуль), солнечная батарея. Рис. 2.13. Структура солнечной панели. Герметизирующий материал необходим, чтобы обеспечить полную герметичность солнечных элементов при работе на открытом воздухе круглый год. При попадании воздуха или влаги внутрь солнечной панели происходит окисление и разрушение контактов солнечных элементов, что приводит к выходу панели из строя. В качестве герметизирующей обычно применяется этиленвинилацетатная (EVA) пленка. К сожалению, она же и является одним из факторов старения фотоэлектрических панелей, так как со временем теряет свою прозрачность. Сейчас во всем мире ведутся работы по замене EVA-пленки на другие материалы, но пока, в основном, применяется именно этот материал. Солнечные панели производятся многих типов и размеров. Наиболее типичные – кремниевые солнечные панели мощностью 40−260 Втпик (то есть с максимальной мощностью 40−260 Вт при ярком солнце). Такая солнечная панель имеет размер от 0,4 до 2,5 м2. Панели могут соединяться между собой в солнечные батареи для большей мощности (например, две панели по 50 Втпик, соединенные вместе, эквивалентны панели мощностью 100 Вт пик). КПД панелей колеблется от 5 до 20%, то есть именно такое количество солнечной энергии будет трансформировано в электричество. Фотоэлектрические системы Чтобы солнечные панели были надежным источником элек- троэнергии, необходимы дополнительные элементы в системе: кабели, поддерживающая структура и, в зависимости от типа си- стемы (соединенная с сетью, автономная или резервная), еще и электронный инвертор и контроллер заряда с аккумуляторной ба- тареей. Такая система в целом называется солнечной фотоэлек- трической системой или солнечной станцией. Есть три основных типа солнечных фотоэлектрических систем: • Автономные, обычно применяемые для электроснабжения отдельных домов. • Соединенные с сетью. • Резервные. Автономные фотоэлектрические системы Автономные фотоэлектрические системы используются там, где нет сетей централизованного электроснабжения. Для обеcпечения энергией в темное время суток или в периоды без яркого солнечного света необходима аккумуляторная батарея (АБ). Автономные фотоэлектрические системы часто используются для электроснабжения отдельных домов. Малые системы позволяют питать базовую нагрузку (освещение и иногда телевизор или радио), более мощные системы могут также питать водяной насос, радиостанцию, холодильник, электроинструмент и т.п. Такая си- стема состоит из солнечной панели, контроллера, аккумулятор- ной батареи, кабелей, электрической нагрузки и поддерживаю- щей структуры (рис. 2.14). Рис. 2.14. Автономная фотоэлектрическая система: 1 – солнечные панели; 2 – контроллер; 3 – АБ; 4 – нагрузка Соединенные с сетью солнечные фотоэлектрические системы Когда есть сеть централизованного электроснабжения, но есть желание иметь электроэнергию от чистого источника, солнечные панели могут быть соединены с сетью. При подключении достаточного количества солнечных панелей определенная часть нагрузки в доме может питаться от солнечного электричества. Соединенные с сетью фотоэлектрические системы обычно состоят из одной или нескольких панелей, инвертора, кабелей, поддерживающей структуры и электрической нагрузки (рис. 2.15). Инвертор используется для соединения солнечных панелей с сетью. Существуют также так называемые AC-панели, в которых инвертор встроен в её задннюю часть. Избыток электрической энергии может продаваться электросетям. Если используются специальные повышенные тарифы для солнечного электричества, то устанавливают два счетчика – один на генерацию, другой на потребление. При этом вся электроэнергия, выработанная солнечной панелью, продается сетям по повышенной цене, а потребности дома в электроэнергии обеспечиваются покупкой электроэнергии у сетей по обычной цене. Таким образом можно обеспечить не только нулевые расходы по затратам на электроэнергию в течение года, но и нулевое потребление электроэнергии за год (летом избыток энергии поставляется сетям, а зимой, при недостатке солнца, дом питается в основном от сетей). Рис. 2.15. Соединенная с сетью солнечная фотоэлектрическая система: 1 – солнечные панели; 2 – инвертор; 3 – сеть; 4 – нагрузка Резервные системы Резервные солнечные системы используются там, где есть соединение с сетью централизованного электроснабжения, но она ненадежна. Резервные системы могут использоваться для электроснабжения в периоды, когда нет напряжения в сети. Малые резервные солнечные системы электроснабжения могут использоваться для освещения, снабжения энергией компьютера и средств связи (телефон, радио, факс и т.п.). Более крупные системы могут снабжать энергией и холодильник во время отключения сети. Чем больше мощность, необходимая для питания ответственной нагрузки, и чем дольше периоды отключения сети, тем бóльшая мощность фотоэлектрической системы необходима. Если сеть есть, то система обычно работает как соединенная с ней. Система состоит из солнечных панелей, контроллера, аккуму- ляторной батареи (АБ), кабелей, инвертора, нагрузки и поддер- живающей структуры (рис. 2.16). Рис. 2.16. Резервные системы: 1 – солнечные панели; 2 – инвертор; 3 – АБ; 4 – сеть; 5 – нагрузка Лабораторная работа 1. Исследование характеристик ветрогенераторной системы. Цель работы: Исследование характеристик ветрогенераторной системы под нагрузкой. Порядок выполнения работы: 1. Ознакомиться с разделом 1 краткой теории и описанием стенда. 2. Подготовить стенд к работе, переключить тумблер «Тип энергии» в положение «Ветровая». Выкрутить до упора против часовой стрелки ручку регулятора скорости ветра. 4. Увеличить частоту вращения вентилятора с помощью регулятора скорости ветра. Примечание: при изменении положения ручки регулятора скорости ветра необходимо подождать некоторое время для установления стационарного режима и новой скорости ветра. Затем можно проводить измерение скорости ветра и снимать показания приборов стенда. 5. Записать в таблицу 1 (на следующей странице) ток нагрузки I и напряжение U по показаниям табло «Ток» и «Напряжение» соответственно. Записать значение подключенной к системе нагрузки R по показаниям блока «Нагрузка». Вычислить полезную мощность ветроэнергетической установки Р по формуле (1.12). Измерить с помощью анемометра скорости потока воздуха v1 и v2 до и после ветроколеса; вычислить Ср по формуле (1); 𝑃 вычислить Nв по формуле (1.7); вычислить КПД генератора 𝜂г = ; 𝑁в вычислить КПД установки 𝜂уст = Ср𝜂г . Полученные значения также занести в таблицу 1. Примечание: плотность воздуха определить по данным приложения 1 6. Изменить положение галетного переключателя «Регулятор нагрузки». Повторить пункт 5. 7. Повторить пункт 6 для разных положений галетного переключателя «Регулятор нагрузки». 8. Повторить пункты 4-7 для других скоростей ветра. 10. Выкрутить до упора против часовой стрелки ручку регулятора скорости ветра. Выключить дифавтомат «Сеть». 11. Построить графики Ср(v1), ηуст(v1) для разных режимов нагрузки R. Построить графики P(R), Nв(P), ηуст(Р), U(I), ηг(Р) для разных скоростей ветра v1 (vветр). 12. Проанализировать результаты, сделать выводы. Таблица 1. R v1 v2 I U P Cp Nв ηг ηуст Лабораторная работа 2. Исследование характеристик фотоэлектрической панели. Цель работы: Исследование характеристик фотоэлектрической панели. Порядок выполнения работы: 1. Ознакомиться с разделом 2 краткой теории и описанием стенда. 2. Подготовить стенд к работе, переключить тумблер «Тип энергии» в положение «Солнечная». 3. Установить с помощью регулятора яркости света некоторую яркость источника света. Занести в таблицу 2 (на след. странице) значение температуры окружающей среды по показаниям табло «Температура». 4. Занести в таблицу 2 значения: напряжения U по показаниям табло «Напряжение» тока I по показаниям табло «Ток» полезной мощности фотоэлектрической панели P=UI нагрузки, подключенной к фотоэлектрической панели по показаниям блока «Нагрузка» 5. Изменить положение галетного переключателя «Регулятор нагрузки». 6. Повторить пункты 4-5 для разных положений галетного переключателя «Регулятор нагрузки». 6. Повторить пункты 4-6 для разных положений регулятора яркости света. 7. Выключить дифавтомат «Сеть». Построить графики характеристик Р(R) для разных значений яркости источника света. 8. Построить графики внешних характеристик U(I) для разных значений яркости источника света. 9. По возможности, повторить опыты в другой день при другой температуре Т. Сравнить полученные результаты. 10. Проанализировать результаты, сделать выводы. Таблица 2. Температура T, ℃ Яркость L, лк Напряжение U, B Ток I, А Нагрузка R, Ом Мощность Р, Вт Приложение 1. Зависимость плотности воздуха от температуры при нормальном атмосферном давлении. Температура, °C Плотность, кг/м3 0 1,293 2 1,284 4 1,275 6 1,266 8 1,257 10 1,247 12 1,239 14 1,230 16 1,221 18 1,213 20 1,205 22 1,197 24 1,189 26 1,181 28 1,173 30 1,165 40 1,128 50 1,093 100 0,946 200 0,746 300 0,615 500 0,456 800 0,329 1000 0,277
