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 2n 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