ѕотенциальное дес€тикратное увеличение удельной мощности ветр€ной электростанции за счет вращающихс€ в противоположных направлени€х турбин на вертикальной оси

ѕотенциальное дес€тикратное увеличение удельной мощности ветр€ной электростанции за счет вращающихс€ в противоположных направлени€х турбин на вертикальной оси

 

ќдним из требований к ветротурбинам с горизонтальной осью вращени€ €вл€етс€ размещение на достаточном рассто€нии друг от друга, чтобы их нормальному функционированию не мешали воздушные потоки от соседних установок. ¬ результате этого ограничени€ мы имеем снижение эффективности станции в расчете на единицу площади. ƒл€ компенсации потерь от неэффективно используемой площади разработчики стали увеличивать высоту мачты ветроэнергетической установки (¬Ё”), чтобы лопасти улавливали более сильные потоки ветра. Ќо это инженерное решение приводит к повышению себестоимости установки, усилению негативного вли€ни€ на окружающую среду и созданию дополнительных помех дл€ радаров; более того, сама установка становитс€ более громоздкой и производит больше шума.

¬ ходе исследовани€ мы анализировали возможность увеличени€ мощности ветроэлектростанции за счет использовани€ ветротурбин, вращающихс€ в противоположные относительно друг друга стороны вокруг вертикальной оси. ѕолномасштабные полевые испытани€ дес€тиметровых вертикально-осевых ветротурбин (¬ќ¬“) были проведены в естественных услови€х летом 2010 года. ”дельна€ мощность электростанций с традиционными горизонтально-осевыми ветротурбинами (√ќ¬“) равна приблизительно 2-3 ¬т на квадратный метр площади, однако полевые испытани€ показали, что этот показатель может быть увеличен на пор€док при размещении серии турбин с вертикальной осью вращени€ таким образом, чтобы лопасти ветроколеса могли улавливать и использовать не только ветер, но и воздушные потоки, образуемые движением лопастей соседних установок. ƒостижение этой цели не требует повышени€ эффективности каждой отдельной установки, только более тесное размещение ветротурбин и достаточный по силе воздушный поток в приземном слое атмосферы дл€ преобразовани€ его кинетической энергии в электроэнергию. ¬ результате исследовани€ мы предполагаем нахождение альтернативного подхода к проектированию ветроэлектростанций, потенциально способного снизить себестоимость, размеры и негативное воздействие на окружающую среду.

I. ¬ведение

ѕринципиальна€ проблема, св€занна€ со всеми област€ми альтернативной энергетики, заключаетс€ в том, что их источники энергии Ц солнечные лучи или ветер, к примеру, Ц не столько концентрированы, как органическое топливо.  ак следствие, существующие технологии получени€ энергии из альтернативных источников требуют значительных площадей. Ќаиболее остро эта проблема стоит именно в ветровой энергетике, поскольку традиционные ветротурбины с горизонтальной осью вращени€ должны располагатьс€ на достаточном рассто€нии друг от друга, чтобы избежать аэродинамической интерференции, вызванной взаимодействием воздушных потоков от вращающихс€ лопастей турбин. Ёти ограничени€ вынуждают проектировщиков размещать ветроэлектростанции в пустынной местности, а сегодн€ нередко и на плавучих платформах в прибрежных водах, что автоматически означает Ц далеко от густонаселенных центров с высокой потребностью в энергии. ѕо той же причине современные ветроэнергетические установки €вл€ютс€ очень массивными и высокими, что позвол€ет компенсировать неэффективное использование площади за счет достижени€ сильных воздушных потоков на высоте. ¬ результате установка становитс€ более дорогой, громоздкой, и вредной дл€ окружающей среды. Ёти факторы преп€тствуют освоению экономически выгодной и социально приемлемой технологии использовани€ энергии ветра [1,2].

ƒл€ получени€ 90%  ѕƒ горизонтально-осевые ветротурбины должны размещатьс€ друг от друга на рассто€нии 3-5 диаметров ветроколеса в направлении против ветра и на рассто€нии 6-10 диаметров ветроколеса в направлении ветра[1,2]. ”дельна€ мощность таких ветроэлектростанций определ€етс€ отношением суммарной мощности к единице площади, что составл€ет около 2-3 ¬т на кв.м. [3]

ќднако вертикально-осевые ветротурбины обладают потенциалом значительно увеличить удельную мощность ветроэлектростанции. Ёта возможность возникает, из-за того, что площадь, ометаема€ лопаст€ми горизонтально-осевых ветротурбин (т.е. площадь поперечного сечени€ ветроколеса, контактирующа€ с воздушными потоками), должна находитьс€ в четких пропорци€х с высотой конструкции и шириной лопастей, котора€ также обуславливает площадь, занимаемую ветроэлектростанцией. “о есть увеличение размаха лопастей ветротурбины об€зательно повлечет за собой увеличение площади электростанции из-за необходимости размещать установки на большем рассто€нии друг от друга. ¬ќ¬“ не требуют об€зательного выполнени€ этого услови€, что делает возможным увеличить ометаемую лопаст€ми площадь, увеличив высоту. ¬ “аблице 1 приведены данные дл€ сопоставлени€ удельной мощности имеющейс€ на рынке вертикально-осевой ветротурбины и двух традиционных горизонтально-осевых ветротурбины. ”дельна€ мощность ¬ќ¬“ почти в три раза превышает мощность √ќ¬“, что позвол€ет сделать вывод о большей эффективности ветроэлектростанций с вертикально-осевыми ветротурбинами.

“абл.1 —равнение удельной мощности вертикально-осевых и горизонтально-осевых ветротурбин. ”дельна€ мощность рассчитываетс€ как отношение номинальной мощности турбины к площади кольцевой развертки лопастей при полном обороте в 360 градусов.

“ип турбины

Ќоминальна€ мощность (ћ¬т)

ƒиаметр ветроколеса (м)

”дельна€ мощность (¬т/м2)

¬ќ¬“

0,0012

1,2

1061

√ќ¬“

2,5

100

318

√ќ¬“

3,0

112

304

 

–ассчитанна€ удельна€ мощность турбин, указанна€ в “аблице 1, не была достигнута на практике по причине вышеупом€нутых требований соблюдать дистанцию при размещении ветротурбин. ќднако нами была выдвинута гипотеза о том, что при близком расположении вертикально-осевых ветротурбин, вращающихс€ в противоположных относительно друг друга направлени€х, конструктивное аэродинамическое взаимодействие позволит снизить потери мощности, а возможность разместить большее количество ветроэнергетических установок на единице площади повысит удельную мощность ветроэлектростанции. ƒополнительным преимуществом €вл€етс€ то, что возможность захватывать большую часть воздушного потока на площади электростанции (благодар€ более плотному размещению турбин) позвол€ет делать установки более компактными по сравнению с √ќ¬“. ¬ свою очередь, использование турбин меньшего размера позвол€ет снизить себестоимость и сложность установки каждой из них, поскольку, чем меньше установка, тем меньшую гравитационную, центробежную и аэродинамическую нагрузку испытывают ее элементы. ћенее строгие требовани€ к ¬ќ¬“ позвол€ют экономить на дорогих материалах и монтаже.

¬ данной статье мы представл€ем вашему вниманию предварительное изучение гипотезы об увеличении мощности ветроэлектростанции при использовании в ней вертикально-осевых ветротурбин, вращающихс€ в противоположных относительно друг друга направлени€х. »спытани€ опытных образцов проходили в полном объеме в полевых услови€х при нормальной скорости ветра. Ќесмотр€ на то, что полевым исследовани€м не хватает численного моделировани€ и лабораторных экспериментов с масштабированной моделью объекта ваэродинамической трубе, они доказывают обоснованность предложенной концепции ветроэлектростанции. ѕредставленный в данном исследовании набор данных может считатьс€ отправной точкой дл€ последующего сравнени€ с результатами численного моделировани€ и экспериментов с масштабированной моделью.

II. ћатериалы и методы

ј. ќписание испытательного полигона

»сследовани€ проводились в јнтилоуп ¬элли (AntelopeValley) на севере графства Ћос-јнджелес, штат  алифорни€, —Ўј. ѕолигон размещаетс€ в пустынном регионе, местность равнинна€ в радиусе приблизительно 1,5 км. (рис. 1ј). ¬о врем€ проведени€ исследований, в период в июн€ по сент€брь 2010 года, средн€€ скорость ветра на высоте 10 метров над землей равн€лась приблизительно 7,8 м/с, средний показатель турбулентности (стандартное отклонение) составил 2,6 м/с.

Ќа рис. 2 изображена средн€€ скорость ветра и средний показатель турбулентности за врем€ всего эксперимента.

–ис. 3 отображает направление ветра на испытательном полигоне во врем€ проведени€ эксперимента. ƒоминирующее направление ветра Ц юго-западное. »зменчивость направлени€ ветра позволила на практике изучить восприимчивость ветротурбины к изменению направлени€ ветра в естественных услови€х (данные по размещению и протоколы экспериментов ¬ы найдете ниже).

¬. ƒизайн ветротурбины

¬ полевых исследовани€х использовались шесть дес€тиметровых вертикально-осевых ветротурбины диаметром 1,2 метра. »спользованные ¬ќ¬“ €вл€ютс€ модифицированной версией имеющихс€ на рынке моделей (WindspireEnergyInc.) с обтекаемыми лопаст€ми длиной 4,1 метра и генератором на 1200¬, соединенным с основанием мачты. “ри турбины, вращаютс€ вокруг центральной оси по часовой стрелки (вид сверху), три других Ц против часовой стрелки. ћинимальна€ скорость ветра, необходима€ дл€ начала работы, Ц 3,8 м/с

C. –азмещение ¬ќ¬“ и протоколы исследовани€

¬се эксперименты были проведены на одном и том же участке земли, размером 75 на 75 метров. ќдна из шести турбин посто€нно находилась в одной точке, п€ть других перемещались на портативных опорах дл€ изучени€ разных конфигураций установок. ѕлан перемещени€ турбин описан в “аблице 2 с указанием количества часов, которые турбины находились в каждом из перечисленных положений.

“абл. 2 ѕлан полевых исследований. ƒл€ расшифровки аббревиатур см. текст и примечание к рис. 1

ƒата испытани€

 онфигурации ветротурбин

ƒлительность (в часах)

12 июн€ Ц 23 июн€

ѕ„—1 к югу от ѕр„—1, рассто€ние Ц 1,65 диам.

252

25 июн€ Ц 7 июл€

ѕ„—1 к северу от ѕр„—1, рассто€ние Ц 1,65 диам.

312

9 июл€ Ц 23 июл€

ѕ„—1 к югу от ѕр„—1, рассто€ние Ц 10 диам.

360

30 июл€ Ц 11 августа

ѕ„—1 к западу от ѕр„—1, рассто€ние Ц 1,65 диам.

312

13 августа Ц 15 августа

ѕ„—2 к югу от ѕр„—2, рассто€ние Ц 1,65 диам.;

ѕ„—3 к северо-востоку от ѕр„—2, рассто€ние Ц 1,65 диам.

72

13 августа Ц 17 августа

ѕ„—1 к востоку от ѕр„—1, рассто€ние Ц 1,65 диам.; ѕ„—1 Ц турбина неподвижна

120

19 августа Ц 29 августа

ѕ„—2 к югу от ѕр„—2, рассто€ние Ц 1,65 диам.;

ѕ„—3 к северо-востоку от ѕр„—2, рассто€ние Ц 4 диам.

264

30 августа Ц 1 сент€бр€

ѕ„—3 к северо-западу от ѕр„—2, рассто€ние Ц 14 диам.

58

3 сент€бр€ Ц 5 сент€бр€

–ис. 1D, при отсутствии последней с наветренной стороны турбины ѕ„—

48

10 сент€бр€ Ц 20 сент€бр€*

–ис. 1D

251

»змерени€ показателей турбины ѕ„— в правой колонне на рис. 1Dпроводились только 10-11 сент€бр€ и 18-20 сент€бр€. »змерени€ показателей турбины ѕр„— в центре колонны на рис. 1Dпроводились только 10-13 сент€бр€

 

 D. «амеры показателей турбин

—корость вращени€ и мощность электроэнергии, выработанной каждой турбиной, фиксировались в режиме реального времени при частоте 1 √ц с помощью заказного программного обеспечени€, разработанного дл€ подключени€ к турбинам (WindSync, WindspireEnergyInc.). ¬озможна€ погрешность измерений дл€ обоих параметров составила 5%. ¬рем€ сн€ти€ параметров фиксировалось, и одновременно проводились замеры атмосферных показателей (см. раздел метеорологические измерени€). ƒанные вручную вносились в компьютер и через спутниковый канал св€зи (HughesNet) отправл€лись с исследовательской площадки в  алифорнийский технологический институт, где и проходила их дальнейша€ обработка.

E. ћетеорологические измерени€

¬ северо-западном углу исследовательской площадки была сооружена дес€тиметрова€ метеорологическа€ вышка дл€ измерени€ скорости и направлени€ ветра на высоте, приблизительно равной восьми метрам. ¬ышка располагалась на рассто€нии п€тнадцати диаметров ветроколеса к северо-западу от ближайшей ¬ќ¬“, чтобы исключить малейшее вли€ние на ветровой режим. ’от€ необходимость избегать аэродинамической интерференции между метеорологической вышкой и ветротурбинами не позволила снимать атмосферные показатели непосредственно у турбин, рассто€ние между ними было существенно меньше того, на котором разница в услови€х атмосферного сло€ становитс€ заметной [4,5].

¬озможна€ погрешность датчика скорости ветра (ThiesFirstClass) и сенсора, улавливающего направление ветра, (MetOne) составл€ют 3% и 5% соответственно. ƒанные с метеорологической вышки фиксировались при помощи регистратора данных (CampbellScientific) при частоте 1√ц. «амеры на вышке и на турбинах происходили синхронно; затем данные получали свою временную отметку и отправл€лись в институтские лаборатории.

F. –асчет коэффициента мощности

 оэффициент мощности турбины определ€етс€ как дол€ кинетической энергии набегающего воздушного потока, котора€ пройд€ через площадь, ометаемую лопаст€ми, была преобразована в электроэнергию [2].≈сли прин€ть выработанную электроэнергию за P, плотность воздуха Ц за p, площадь, ометаемую лопаст€ми турбины, Ц за A(произведение диаметра на высоту), а скорость ветра Ц за U, то коэффициент мощности турбины равен:

— = P/ (1/2)pAU3   (1)

где плотность воздуха составл€ет 1,2 кг/м3, а ометаема€ лопаст€ми турбины площадь Ц 5, 02 м2.

G. –асчет удельной мощности ветроэлектростанции

”дельна€ мощности ветроэлектростанции определ€етс€ как отношение выработанной электроэнергии к площади станции [3]. ѕри номинальной мощности турбины P, коэффициенте использовани€ производственных мощностей C, коэффициенте аэродинамических потерь L, рассто€нии между турбинами Sи диаметре ветротурбины Dудельна€ мощности ветроэлектростанции составл€ет

WPD= PC(1-L)/(p/4)(SD)2  (2)

где введение множител€ (p/4) обусловлено допущением о том, что кажда€ турбина имеет очерченную площадь некоторого диаметра, в пределах которой не может находитьс€ друга€ турбина.

III. –езультаты

 ¬ первой серии экспериментов мы измер€ли коэффициент полезного действи€ двух вращающихс€ в противоположные относительно друг друга стороны ¬ќ¬“, расположенных на рассто€нии 1,65 диаметра ветроколеса (рис. 1B). ћы перемещали вращающуюс€ по часовой стрелке турбину (обозначим как ѕ„—1) по азимуту относительно вращающейс€ против часовой стрелки турбины (обозначим как ѕр„—1), снима€ показани€ в каждой отдельной точке, чтобы определить зависимость  ѕƒ турбины от относительного направлени€ ветра.  роме того были произведены замеры  ѕƒ изолированной турбины ѕр„—1 (т.е. при расположении турбины ѕ„—1 на рассто€нии 10 диаметров ветроколеса) дл€ оценки того, какой эффект близкое расположение турбин оказывает на коэффициент мощности станции (т.е. долю энергии набегающего воздушного потока, преобразуемую в электроэнергию; обозначим как Cpnorm).  оэффициент приведенной мощности  Cpnorm, определ€емый как отношение коэффициента мощности турбины во вращающейс€ в противоположные стороны паре к коэффициенту мощности изолированной турбины, был введен дл€ оценки  ѕƒ каждой конфигурации турбин.

 оэффициент приведенной мощности турбины ѕр„—1 (и, согласно пространственной симметрии, турбины ѕ„—1) оказалс€ практически не чувствительным к направлению ветра, что наблюдалось в ходе всех зафиксированных 315 вариаций направлени€ ветра (рис. 4ј)

Ѕлизость турбин друг к другу немного повысила  ѕƒ установки по сравнению с показател€ми эффективности изолированной турбины (рис. 4B), в то врем€ как аналогичное расположение горизонтально-осевых ветротурбин снижает их эффективность на 20-50% [6-9]. ƒанный результат полностью подтверждает предварительные результаты расчетов на упрощенных числовых модел€х, согласно которым близко расположенные ¬ќ¬“ могут улучшать поле ветра друг друга [10,11].

¬о второй серии экспериментов мы измер€ли коэффициент полезного действи€ третьей ¬ќ¬“, размещенной в направлении ветра на рассто€нии 1,65 диаметра ветроколеса от двух вращающихс€ в противоположные стороны турбин, наход€щихс€ на том же рассто€нии друг от друга (рис. 1C). ¬ данном эксперименте мы изучали эффект блокировани€ воздушных потоков двум€ близко расположенными турбинами. ¬ результате мы наблюдали значительное падение  ѕƒ турбины, наход€щейс€ с подветренной стороны, особенно при высоком отношении окружной скорости лопастей турбины к скорости ветра (далее как коэффициент окружной скорости [12]). ќднако когда рассто€ние до подветренной турбины было увеличено до четырех диаметров ветроколеса, ее  ѕƒ заметно возрос, став на 5% выше  ѕƒ изолированной турбины при всех зафиксированных показател€х окружной скорости лопастей (рис. 5). ƒл€ того чтобы получить такое же заметное улучшение воздушных потоков в случае с горизонтально-осевыми ветротурбинами, их потребовалось бы разместить на рассто€нии 15-20 диаметров, как показало численное моделирование большой √ќ¬“ [13].

Ќа основании предыдущих экспериментов мы выдвинули гипотезу о возможности существенно снизить эффект блокировани€ продуктивных воздушных потоков путем размещени€ всех турбин на рассто€нии четырех диаметров лопастей друг от друга. Ќа рис. 1Dизображена конфигураци€ ветроэнергетических установок, использованных в полевых исследовани€х. “урбины, наход€щиес€ в непосредственном соседстве, вращаютс€ в противоположные стороны относительно друг друга, что снижает аэродинамическую интерференцию по сравнению с турбинами, вращающимис€ в одном направлении [10, 11]. ѕолевые исследовани€ подтвердили, что кажда€ турбина, наход€ща€с€ с подветренной стороны достигла  ѕƒ, сравнимого с установкой в переднем р€ду станции (рис. 6ј).  оэффициент полезного действи€ самой дальней турбины, п€той с подветренной стороны, меньше чем на 5% уступает первой в р€ду, наход€щейс€ с наветренной стороны. ƒанный показатель находитс€ в пределах допустимой погрешности измерени€.

”средненные показатели по всем шести ¬ќ¬“, размещенным на площади 48,6 кв.м., выгл€д€т следующим образом: средн€€ удельна€ мощность станции колебалась от 21 до 47 ¬т с кв.м. при учете только скорости ветра, достаточной дл€ начала работы, и от 6 до 30 ¬т с кв.м. в течение всего времени исследовани€ (рис. 6¬). Ёти показатели заметно превышают  ѕƒ традиционных √ќ¬“ с их удельной мощностью в 2-3 ¬т на кв.м., особенно с учетом того, что средн€€ скорость ветра в течение всех фаз исследовани€ была довольно низкой (5,7 м/с).

 онечно, ограниченное число установок, использованных при проведении полевых исследований, не позволило оценить, как будет функционировать турбина, окруженна€ со всех сторон соседними, как это выгл€дит в реальной ветроэлектростанции. „тобы экстраполировать полученные данные на крупные ветроэлектростанции с ¬ќ¬“, мы учли диаметр ветроколеса данных установок (1,2 м.) и требуемое рассто€ние между ними (4 диаметра ветроколеса) и провели приблизительную оценку с завышением погрешностей как суммарных аэродинамических потерь в серии ¬ќ¬“ (10%), так и коэффициента загрузки (т.е. отношени€ реальной выходной мощности к максимальной мощности генератора), который оказалс€ равен 30%. –ассчитанна€ удельна€ мощность электростанции с ¬ќ¬“ при учете всех указанных параметров оказалась равна приблизительно 18 ¬т на кв.м. (ср. уравнение 2). Ёти результаты в 6-9 раз больше удельной мощности традиционных ветроэлектростанций, на которых используютс€ горизонтально-осевые ветротурбины [14].

Ѕолее того, эти данные позвол€ют рассчитать, как повысить удельную мощность станции до 30 ¬т с кв.м. (что в 10 раз больше традиционных ветроэлектростанций), использу€ турбины, аналогичные данным Ц с лопаст€ми диаметром 1,2 м (рис. 7). ѕовысить номинальную выходную мощность ¬ќ¬“ можно при помощи увеличени€ ее высоты (выше данных 4,1 м.) и использовани€ более мощных генераторов. ¬ самом деле, при начальных полевых исследовани€х с установками высотой 6,1 м мощность захваченной энергии ветра превышала мощность генератора в 1200 ¬т на каждой турбине.

IV. »зучение вопроса

”читыва€, что  ѕƒ современных горизонтально-осевых ветротурбин приближаетс€ к своему максимально возможному уровню в 59,2%, столь больша€ разница в удельной мощности ¬ќ¬“ и √ќ¬“ может выгл€деть удивительной. –езультаты данного исследовани€ указывают на то, что в случае использовани€ вертикально-осевых ветротурбин речь идет об эффективности всей станции, а не каждой отдельной установки, как в случае с √ќ¬“, эффективность которых максимальна на достаточном удалении друг от друга. ¬ нашем случае предел эффективности напр€мую зависит от силы ветра, в первую очередь, от скорости горизонтального потока ветра и восход€щего турбулентного потока, необходимого, чтобы направить кинетическую энергию ветра к турбинам с наветренной стороны станции. Ётот предел основываетс€ на особенност€х приземного атмосферного сло€ и неровност€х поверхности Ц преп€тстви€х, создаваемых дл€ движени€ воздушного потока самими ветроэнергетическими установками [4, 5, 15, 16]. » этот показатель превышает теоретический предел эффективности изолированной √ќ¬“, что и €вл€етс€ главным фактором, определ€ющим более высокий  ѕƒ ¬ќ¬“. ƒругими словами, несмотр€ на то, что изолированна€ ¬ќ¬“ часто демонстрирует более низкий коэффициент мощности, чем изолированна€ √ќ¬“ [2], этот недостаток компенсируетс€ (и даже, существенно перекрываетс€) тем, что ¬ќ¬“ могут располагатьс€ значительно ближе друг к другу. “аким образом, количество ветровой энергии, не захваченное лопаст€ми одной вертикально-осевой турбины, будет перехватыватьс€ соседней турбиной. ƒл€ вычислени€ верхнего предела объема полученной энергии мы учли горизонтальные и вертикальные потоки кинетической энергии ветра. Ёти источники энергии, обозначенные как Phorzи Pvertсоответственно, рассчитываютс€ по формуле [5, 15]:

Phorz= 1/2pAфронтU3  (3)

Pvert= ЦpAгоризонтUáu`w`ñ (4)

где pЦ плотность воздуха, UЦ средн€€ скорость горизонтального воздушного потока, u` - изменение скорости горизонтального турбулентного потока, w` - изменение скорости вертикального турбулентного потока, ј Ц площадь фронтальной или горизонтальной (вид сверху) плоскости соответственно; угловые скобки означают средний показатель из множества.

Ќапр€жение –ейнольдса áu`w`ñопредел€етс€ как [5]

Цáu`w`ñ= u* 2 = [Uк/ln((z-d)/z0)]2    (5)

где u* Ц динамическа€ скорость, к Ц посто€нна€  армана, равна€ 0,4, zЦ высота над поверхностью, dи z0Ц смещение нулевой плоскости (т.е. эффективна€ высота, на которой на функционирование начинают вли€ть неровности поверхности) и длина неровной поверхности соответственно. ѕо умолчанию величина dи z0прин€ты за 2/3 и 1/10 высоты установки соответственно [5].

ƒл€ данной серии экспериментов, где p=1,2 кг/м3, а U=7,8 м/с на высоте 10 метров над землей (усредненный показатель дл€ всех полевых исследований, см. ћатериалы и методы), исходный поток кинетической энергии ветра с подветренной стороны равен приблизительно 285 ¬т/м2 во фронтальной плоскости. Ётот показатель €вл€етс€ пределом производительности ¬ќ¬“ с подветренной стороны, однако дл€ большинства турбин в реальной ветроэлектростанции ограничителем будет более слабый поток кинетической энергии в вертикальной плоскости, над станцией [15, 16]. –ис. 6¬ демонстрирует то, что удельна€ мощность ветроэлектростанции напр€мую св€зана с потоком кинетической энергии сверху. Ќад станцией средн€€ скорость ветра будет ниже, чем с наветренной стороны, из-за более сильного поверхностного трени€, вызванного самими установками. –ис. 8 изображает модель потока кинетической энергии из уравнений 4 и 5 как функцию отношени€ сниженной средней скорости ветра Urк нормальной скорости ветра в плоскости, не имеющей дополнительных помех, U(т.е. при отсутствии помех в виде ветроустановок). ƒл€ сравнени€ указываетс€ также номинальный  ѕƒ горизонтально-осевых ветротурбин. —огласно результатам, максимальное возможное значение  ѕƒ ¬ќ¬“, определ€емое потоком кинетической энергии ветра в верхних сло€х, будет превышать  ѕƒ традиционных √ќ¬“ при средней скорости ветра над станцией не ниже 1/3 от скорости ветра над ровной плоскостью. ј при Ur/U> 0,75 поток кинетической энергии на пор€док выше, чем  ѕƒ современных √ќ¬“.

ѕроведенные исследовани€ недостаточны, чтобы определить пределы отношени€ Ur/U, которые могут быть достигнуты на практике на реальных ветроэлектростанци€х. Ёта величина будет зависеть от стабильности местных воздушных потоков в приземном слое, пространственной плотности, высоты и показател€ действительного сопротивлени€ ветроустановок. Ќеобходимо дальнейшее изучение взаимодействи€ этих параметров, что и находитс€ в фокусе текущих и будущих исследований.

ћен€€ расположение ¬ќ¬“, увеличива€ промежутки с наветренной стороны между установками и/или варьиру€ их высоту, возможно избежать чересчур сильного воздушного потока без серьезного снижени€ удельной мощности станции. „то касаетс€ предыдущей стратегии размещени€ ветротурбин, было подтверждено, что незначительно переместив самую дальнюю ¬ќ¬“ в подветренную сторону можно улучшить ее  ѕƒ (–ис. 6ј, красна€ штрихпунктирна€ лини€).

¬ращение смежных турбин в противоположном относительно друг друга направлении имеет большое значение, поскольку обеспечивает движение в одном направлении воздушного потока, вызванного каждой турбиной в пространстве между ними (рис. 9). ќтсюда следует, что создание горизонтального градиента скорости, привод€щего к возникновению завихрений и рассеиванию энергии в пространстве между турбинами, снижаетс€ по сравнению с турбинами вращающимис€ в одном направлении [19,20]. » поскольку эта энерги€ не рассеиваетс€, она может быть генерирована турбинами в следующем р€ду. Ёто наиболее эффективно при работе ¬ќ¬“ при высоком коэффициенте окружной скорости (например, больше двух), поскольку при таком режиме вращение турбины может подавл€ть вихреобразование и, как следствие, турбулентность, аналогично вращающимс€ цилиндрам в предыдущих исследовани€х [21-23]. ѕри более низком коэффициенте окружной скорости ¬ќ¬“ создают более заметный встречный воздушный поток. ¬ ходе экспериментов мы наблюдали соответственное снижение  ѕƒ.

¬сесторонний подход, описанный в данном исследовании, фундаментально отличаетс€ от нынешней практики генерировани€ энергии ветра. ¬ данном случае мы предлагаем использование большего количества меньших по размерам вертикально-осевых ветротурбин вместо нескольких крупных горизонтально-осевых. Ѕолее сильна€ турбулентность у земли, естественно возникающа€ и вызываема€ конфигурацией турбин, усиливает поток кинетической энергии, идущий к лопаст€м, чему также способствует близкое расположение установок. Ётот подход имеет потенциал частично или полностью решить р€д практических трудностей, возникающих при использовании больших по размерам √ќ¬“ Ц например, себестоимость, материально-техническое обеспечение производства, транспортировка и установка (возможность использовать более дешевые материалы и упрощенный производственный процесс), вли€ние на окружающую среду (снижение вреда, наносимого птицам и летучим мышам), акустическа€ и радиолокационна€ сигнатура (более низкий коэффициент окружной скорости), визуальна€ сигнатура (рис. 10) и общее прин€тие построени€ ветроэлектростанции местным сообществом. Ёти вопросы, не €вл€€сь строго научными, тем не менее, ограничивают дальнейшее развитие и широту применени€ технологий генерировани€ энергии ветра.

ƒанные результаты поощр€ют поиск оптимальных конфигураций вертикально-осевых ветротурбин, вращающихс€ в противоположные стороны, которые позвол€т достичь большей удельной мощности, чем та, что указана в данном исследовании. ќптимизирующие решени€ могут увеличить  ѕƒ близко расположенных турбин , одновременно минимизиру€ блокирующий эффект с наветренной стороны и усилива€ вертикальный поток кинетической энергии через манипул€ции со смещением нулевой плоскости и длиной неровной поверхности. ¬ завершение следует указать, что представленные здесь принципы генерировани€ энергии ветра в равной степени применимы к подводным турбинам в океане.

ƒжон ќ. ƒабири

Ћаборатории аэронавтики и биоинженерии,  алифорнийский технологический институт, ѕасадена, штат  алифорни€ 91125, —Ўј

 

»спользованна€ литература:

1. B. Sorensen, Renewable Energy: Its Physics, Engineering, Use, Environmental Impacts, Economy, and Planning Aspects (Elsevier, London, 2004)

2. E. Hau, Wind Turbines: Fundamentals, Technologies, Application, Economics (Springer, Berlin, 2005)

3. D.J.C. MacKay, Sustainable Energy Ц Without the Hot Air (UIT CambridgeLtd., Cambridge, UK, 2009)

4. H. Tennekes, J.L. Lumley, A First Course in Turbulence (MIT, Cambridge, MA, 1972)

5. J.R. Garratt, The Atmospheric Boundary Layer (Cambridge University Press, Cambridge, England, 1994)

6. M. Liu, M. Yocke, T. Myers, J. Energy 7, 73(1983)

7. N. O. Jensen, УA note on wind generator interaction,Ф Technical Report Riso-M-2411, Riso National Laboratory, Roskilde, Denmark, 1984.

8. C.T. Kiranoudis, Z.B. Maroulis, Renewable Energy 11, 439(1997)

9. S. Ivanell, J. Sorensen, D.Henningson, Wind Energy (Springer, Berlin, 2007)

10. R. Rajagopalan, P. Klimas, T. Rickerl, J. Propul. Power 6,645 (1990)

11. R.W. Whittlesey, S. Liska, J.O. Dabiri, Bioinsp Biomim 5, 035005 (2010)

12.  оэффициент окружной скорости определ€етс€ как (pDW)U, где DЦ диаметр ротора ветротурбины, W- скорость вращении турбины, а UЦ скорость ветра

13. R. Linn and E. Koo, УWind Blade: Coupled turbine/atmosphere modeling,Ф in Los Alamos National Laboratory Turbine-Turbine Interaction Workshop, Los Alamos, NM, 2Ц3March,2011

14. ќбратим внимание на то, что даже если суммарные аэродинамические потери ветроэлектростанции достигнут 25%, коэффициент нагрузки будет уменьшен на 15%, а рассто€ние между турбинами увеличено до шести диаметров ветроколеса, удельна€ мощность станции все равно будет достигать приблизительно 3,3 ¬т на кв.м., что превышает мощность современных установок. Ёто может служить иллюстрацией надежность теории вертикально-осевых ветротурбин.

15. M. Calaf, C. Meneveau, J. Myers, Phys. Fluids 22, 015110(2010)

16. R.B. Cal, J. Lebron, L. Castillo, H.S. Kang, C. Meneveau, J. Renewable Sustainable Energy 2, 013106 (2010)

17.  огда коэффициент окружной скорости турбины превышает 1, как в случае с испытываемыми в данной серии экспериментов ¬ќ¬“, направление индуцированного воздушного потока определ€етс€ направлением вращени€ турбины.

18. D. Weihs, Swimming and Flyingin Nature, edited by T. Wu, C. Brokaw, C. Brennen (Plenum, NewYork, 1975)

19. ¬тора€ по близости расположени€ турбина вращаетс€ в том же направлении, что и исходна€. ќднако рассто€ние между ними в 2,5 раза больше, чем между двум€ ближайшими ¬ќ¬“, вращающимис€ в противоположном направлении. ѕоскольку эффект индуцировани€ потоков ослабевает на рассто€нии по радиусу r2, сила взаимодействи€ между вращающимис€ в одном направлении турбинами не превышает 50% от взаимодействи€ вращающихс€ в противоположные стороны ¬ќ¬“.

20. P. R. Schatzle, P. C. Klimas, and H. R. Spahr, УAerodynamic interference between two Darrieus wind turbines,Ф Sandia National Laboratories Report No. SAND8l-0896,1981

21. F. Diaz, J. Gavalda, J. G. Kawall, J. F.Keller, F. Giralt, Phys. Fluids 26, 3454 (1983)

22. S. Mittal B.Kumar, J. Fluid Mech. 476, 303 (2003)

23. A.S. Chan, P.A. Dewey, A. Jameson, C. Liang, A. J.Smits, J. Fluid Mech. 679, 343(2011).

ѕеревела с английского Ќаталь€  оношенко


  • ƒата публикации: 22.08.2011
  • 2916
ќќќ Ђƒ≈Ћќ¬џ≈ —»—“≈ћџ —¬я«»ї
ќтраслевой информационно-аналитический портал, посв€щЄнный энергетике Ѕеларуси. јктуальные новости и событи€. ѕодробна€ информаци€ о компани€х, товары и услуги.
220013
–еспублика Ѕеларусь
ћинск
ул. ул. Ѕ. ’мельницкого, 7, офис 310
+375 (17) 336 15 55 , +375 (25) 694 54 56 , +375 (29) 302 40 02 , +375 (33) 387 08 05
+375 (17) 336 15 56
info@energobelarus.by
ЁнергоЅеларусь

ЁнергоЅеларусь

ЁнергоЅеларусь

ЁнергоЅеларусь

191611654
5
5
1
150
150