От чего зависит мощность ветряного генератора: От чего зависит мощность ветрогенератора

Содержание

Компоненты ветрогенератора | by @Igor_Kripak

Игорь Крипак

Ветрогенератор (ветроэлектрическая установка или сокращенно ВЭУ) — устройство для преобразования кинетической энергии ветрового потока в механическую энергию вращения ротора с последующим её преобразованием в электрическую энергию.

Мощность ветрогенератора зависит от мощности воздушного потока ( N), определяемой скоростью ветра и ометаемой площадью N=pSV3/2 где: V — скорость ветра, p — плотность воздуха, S — ометаемая площадь.

Мощность ветряка измеряется «ометаемой» площадью турбины.
Чем больший размер лопастей, тем большую мощность он создает.

Мощность ветрогенератора рассчитывается исходя из кубической зависимости скорости ветра.

Пример:

Если ветровой поток со скоростью n создает мощность 100 Вт, то поток со значеним n+1 будет создавать мощность 300 Вт, а вот n+2 — уже 900 Вт.

Поэтому, если размер турбины не большой, то нужен очень сильный поток ветра, чтобы мощность была высокой, и наоборот — большая турбина может выдавать ту же мощность при более слабом ветре.

Но для того, чтобы работа ветрогенератора была сбалансированной и выдавала нужное количество энергии нужно на этапе проектирования правильно рассчитать все необходимые параметры ветряной электростанции.

К малой ветроэнергетике относятся установки мощностью менее 100 кВт. Установки мощностью менее 1 кВт относятся к микро-ветровой энергетике. Они применяются на яхтах, сельскохозяйственных фермах для водоснабжения и т. д.

Строение малой ветровой установки

  1. Ротор; лопасти; ветротурбина; хвост, ориентирующий ротор против ветра
  2. Генератор
  3. Мачта с растяжками
  4. Контроллер заряда аккумуляторов
  5. Аккумуляторы (обычно необслуживаемые на 24 В)
  6. Инвертор (= 24 В -> ~ 220 В 50Гц), подключенный к электросети

Система бытового энергоснабжения с использованием ветрогенератора похожа на систему с солнечными модулями, в одной системе могут использоваться как ветрогенераторы, так и солнечные модули.

От высоты мачты и диаметра ротора зависит количество выработанной энергии следующим образом: на каждые 10 метров подъёма ветряка добавляется 1 м/с скорости ветра. Чем выше мачта, тем больше вероятность того, что он будет работать максимально эффективно. И та же ситуация с ротором: чем больше диаметр, тем больше выработка энергии.

В Украине на всей территории возможно использование ветрогенераторов с той или иной степенью эффективности. Наиболее выгодно, с точки зрения ветрового потенциала, размещать ветрогенераторы в Крыму и Закарпатье.

Малые ветрогенераторы могут работать автономно, то есть без подключения к общей электрической сети.

Некоторые современные бытовые ИБП имеют модуль подключения источника постоянного тока специально для работы с солнечными батареями или ветрогенераторами. Таким образом, ветрогенератор может быть частью домашней системы электропитания, снижая потребление энергии от электросети.

Экономически целесообразным в настоящее время является получение с помощью ветрогенераторов постоянного или переменного тока (переменной частоты) с последующим преобразованием его с помощью ТЭНов в тепло для обогрева жилья и получения горячей воды. Эта схема имеет несколько преимуществ:

  • Отопление является основным энергопотребителем любого дома.
  • Схема ветрогенератора и управляющей автоматики кардинально упрощается.
  • Схема автоматики может быть в самом простом случае построена на нескольких тепловых реле.
  • В качестве аккумулятора энергии можно использовать обычный бойлер с водой для отопления и горячего водоснабжения.
  • Потребление тепла не так требовательно к качеству и бесперебойности, температуру воздуха в помещении можно поддерживать в широком диапазоне: 19–25 °С; в бойлерах горячего водоснабжения: 40–97 °С, без ущерба для потребителей.

ИНВЕРТОР

Гибридные инверторы это инверторы способные генерировать электроэнергию как от аккумуляторов, так и напрямую с солнечных батарей если АКБ заряжены.

При наличии подключения к сети нужно, чтобы ваше оборудование в первую очередь использовало энергию от солнечных батарей или ветрогенератора, а при ее недостатке — потребляло энергию от сети. В таком режиме могут работать блоки бесперебойного питания с функцией переключения на работу от аккумуляторов или с функцией подмешивания электроэнергии от аккумуляторов к сетевой. Первый режим обеспечивают многие современные ББП, второй режим — только гибридные инверторы.

Особенностью гибридного инвертора является именно возможность параллельной работы с источником переменного тока — сетью или генератором — в режиме инвертора. Гибридный инвертор может использовать энергию от аккумуляторов, заряжаемых от возобновляемого источника энергии, одновременно с энергией от сети/генератора, не отключаясь от сети. При этом должна быть возможность выставлять приоритет для источника постоянного или переменного тока; например, при выставлении приоритета для источника постоянного тока в первую очередь нагрузка питается от аккумуляторов, а недостающая энергия берется от источника переменного тока. Часто имеется возможность ограничивать ток или мощность, которые берутся от сети или генератора.

Немаловажным фактором является и правильный выбор инвертора напряжения или тока по мощности. Если мощность инвертора 5 кВт, то вы не можете подключить к нему нагрузку в 7 кВт. То есть максимальная суммарная нагрузка на инвертор не должна превышать 5 кВт. Если, к примеру, вам необходимо подключить бойлер мощностью 4 кВт и чайник 2 кВт то у вас есть два выхода — либо увеличить мощность инвертора (до 6–7 кВт) или же подключать нагрузку поочередно — сначала бойлер, а потом чайник, или наоборот. Если в инверторов слишком большой разброс в мощностях (например, 7 кВт и следующий 14 кВт) можно использовать параллельную работу частотных преобразователей.

Не следует также забывать, что в инверторов есть еще и напряжение собственных нужд, которые в нашем случае составляют примерно 5–10% электроэнергии. Если же мощность на выходе инвертора составляет 5 кВт, то необходимая мощность аккумуляторной батареи возрастет до 5,2–5,5 кВт. Поэтому необходим инвертор или группа инверторов тока или напряжения, которые смогут обеспечить нормальное подключение всех потребителей.

КОНТРОЛЛЕР

Контроллер для ветрогенератора — это устройство, преобразующее напряжение от генератора в напряжение для зарядки аккумуляторов. Основная функция контроллеров для ветрогенераторов — заряд аккумуляторов и контроль за состоянием аккумуляторной батареи. С практической точки зрения можно сказать, что контроллер управляет зарядкой и разрядкой АКБ, а также следит, чтобы ветрогенератор не превышал максимально допустимые обороты.

Однако, хороший контроллер для ветрогенератора — это не только средство защиты. Он выполняет разные функции:

  • поддерживает оптимальный для аккумуляторов разного типа режим заряда. Для этого контроллер снабжён цифровым процессором;
  • останавливает ветряк при сильном ветре;
  • эффективно переводит энергию ветряка как в заряд АКБ, так и в тепловую энергию от ТЭНов. ТЭНы, подключаемые непосредственно к фазам ветрогенератора эффективно греют и тормозят.
  • обеспечивает режим облегчённого старта, что позволяет ветряку эффективно разогнаться на холостых оборотах при слабом ветре.
  • управляет инвертором, подключая к нему сеть 220В, когда нужно подзарядить с его помощью аккумуляторы. В остальное время контроллер отключает инвертор от сети, давая, таким образом, возможность расходовать альтернативную энергию в первую очередь.

АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ

Как их часто еще обозначают АБ или АКБ — накапливают выработанную ветрогенератором электроэнергию. Их главной задачей есть хранение энергии в промежутке между ее выработкой и потреблением. Если емкость аккумуляторной батареи будет мала, то она быстро зарядится и последующая выработка энергии будет бессмысленна, так как хранить ее будет негде. При питании от такой батареи потребителей возникнет обратная ситуация — она слишком быстро разрядится, соответственно не позволит питать от нее нагрузку длительное время. Поэтому следует выбирать аккумуляторные батареи большой емкости, для устранения перечисленных выше недостатков. Если купить аккумуляторы огромной емкости, то они никогда не будут заряжаться на полную емкость. Также емкость аккумуляторов влияет на их стоимость и габариты. При длительном хранении электрической энергии аккумуляторные батареи саморазряжаются, что также нужно учитывать. Поэтому для правильного выбора данных устройств необходимо проанализировать все варианты, чтоб подобрать наиболее оптимальный вариант именно для вашей системы, в зависимости от требований, которые вы задаете для вашей системы.

Емкость аккумуляторной батареи

Емкость должна быть такой, чтоб при работе солнечной или ветряной электростанции при максимальной мощности заряда (или потребления) электроэнергии заряд — разряд аккумуляторной батареи должен составлять не менее 10 часов (что является обязательным условием для AGM, кислотных, щелевых, гелевых и свинцовых батарей). Как пример, если мощность ветряка будет 5 кВт, то емкость аккумулятора должна составить не менее 50 кВт-часов.

ЛОПАСТИ

При самостоятельном изготовлении ветрогенератора, очень важно правильно подобрать форму, размер и количество лопастей, от этого зависит эффективность работы генератора.

Какую форму лопастей выбрать для ветрогенератора.

Для ветрогенераторов с горизонтальным размещением ротора можно использовать два типа лопастей с формой паруса и формой крыла.

Парусный тип лопастей (по форме напоминает ветряную мельницу) из-за своей прямой формы имеет большое аэродинамическое сопротивление, что делает его менее эффективным и довольно шумным в работе.

Наиболее удачной формой лопастей считается форма крыла (по форме лопасть напоминает крыло самолёта), такой тип лопасти имеет гораздо меньшее аэродинамическое сопротивление, больший КПД и издаёт меньше шума при работе.

Поэтому для ветрогенератора с горизонтальным ротором рекомендуется устанавливать лопасти в форме крыла.

Как определить количество лопастей для ветрогенератора.

Прежде всего, нужно определиться с количеством лопастей. На быстроходные, ветрогенераторы устанавливается минимальное количество лопастей 2–3, это позволяет максимально раскручивать ротор генератора, но устанавливать быстроходные генераторы можно только в районах с постоянными ветрами, например на берегу моря.

В условиях средней полосы страны преобладают слабые ветра, и если установить быстроходный ветряк, то он будет малоэффективным.

2–3 лопастный ветряк будет хорошо раскручиваться при сильном ветре, а при слабом он будет просто стоять.

На ветрогенераторы с 2–3 лопастями очень сильно идёт нагрузка от воздействия центробежной силы, такие ветряки способны раскручивать лопасти до скорости полёта пули, если лопасть сломается, то может отлететь и нанести травму человеку.

К тому же 3 лопастные ветряки очень сильно шумят, их не рекомендуется устанавливать возле жилых домов, при сильных порывах ветра такой ветрогенератор издаёт звук пролетающего вертолёта.

В средней полосе страны, где преобладают слабые и средние ветра практичней устанавливать низко оборотистые ветрогенераторы. Для таких генераторов оптимально использовать 5–6 лопастей в форме крыла. Такое количество лопастей позволяет ветряку ловить слабый поток ветра и стабильно работать на низких оборотах.

Как сделать лопасти для ветрогенератора из ПВХ трубы.

Для ветрогенератора можно изготовить лопасти из пластиковой трубы. Для этого рекомендуется использовать ПВХ трубу для напорного трубопровода диаметром 160 мм, обычные трубы для безнапорной канализации использовать нельзя, при сильном ветре они сломаются.

Лопасти из ПВХ трубы отлично подходят для небольших самодельных ветрогенераторов с диаметром ветроколеса не более 2 метров.

ХВОСТ ВЕТРОГЕНЕРАТОРА

Хвост ветрогенератора, или стабилизатор предназначен для поворота ветрового, колеса на встречу, воздушному потоку, благодаря чему обеспечивается максимально эффективное вращение лопастей.

Но тут возникает вопрос, что делать, если поднимется ураганный ветер, который может так раскрутить ветроколесо, что лопасти просто сломаются.

Для ветрогенератора нужно обязательно продумать бурезащиту, при сильном ветре ветроколесо испытывает сильную нагрузку, которая способна не только повредить лопасти и генератор, но и разрушить мачту, которая может упасть на ближайшие постройки.

Если ветряк небольшого размера, то для него вполне достаточно, электрического тормоза. Принцип работы электрического тормоза следующий, если ротор ветрогенератора набирает очень высокие обороты, то контроллер замыкает фазы генератора, обороты ротора сразу падают и винт замедляется. То есть если у нас генератор рассчитан на выработку 12 V, а на повышенных оборотах начинает выдавать, скажем 14V, то контроллер замыкает фазы.

Но электрический тормоз эффективен только на небольших ветряках, и то при ураганном ветре нет гарантии, что эта система полностью остановит ветроколесо и оно не пойдёт в разнос, поэтому нужно использовать дополнительную защиту.

Можно использовать так называемый метод увода винта из воздушного потока поворотом (складыванием) хвоста.

Схема складывающегося хвоста ветрогенератора.

Схему расположения узлов можно увидеть на рисунке, сам ветрогенератор смещён относительно центра оси. Хвостовик одет на палец, сам палец установлен под углом 20° по вертикали и на 45° по горизонтали.

Вид сверху.

Принцип работы защиты следующий, в безветренную погоду хвост стоит под наклоном, при появлении ветра хвост поворачивается по ветру, винт вращается.

Кода скорость ветра значительно возрастает, давление на винт превышает вес хвоста, винт поворачивается, хвост при этом складывается, уводя винт из воздушного потока.

Когда скорость ветра уменьшается, вес хвоста снова начинает превышать давление ветра на винт, хвост выравнивается, а винт становится по ветру и дальше вращается.

Ещё один вариант решения с применением боковой лопаты и пружинного механизма. При сильном ветре боковая лопата работает как рычаг, поворачивая ветроколесо выводит его из воздушного потока.

МАЧТА ДЛЯ ВЕТРОГЕНЕРАТОРА

Для установки ветрогенератора и его эффективной работы понадобится изготовить мачту. От того насколько правильно мачта будет построена, зависит её долговечность и безопасность.

Как выбрать место установки ветрогенератора.

Для эффективной работы ветрогенератор рекомендуется устанавливать в регионах со среднегодовой скоростью ветра от 3-4 м/с.

Предпочтительно устанавливать мачту на открытой местности.

Расстояние от мачты до ближайших построек и высоких деревьев должно быть не менее 15 метров. Расстояние от нижнего края ветроколеса до ближайших объектов (ветки деревьев, строения) не менее 2 метров.

Также нужно предусмотреть место под заваливание мачты для обслуживания и ремонтных работ ветрогенератора.

Высоту мачты нужно рассчитывать индивидуально, высота зависит от местных природных условий в частности от среднегодовой скорости ветра, наличия препятствий (строения, высокие деревья).

Типы мачт для ветряка.

Типы мачт для ветрогенераторов:

  • На растяжках.
  • Коническая секционная.
  • Гидравлическая.

Для эффективной работы ветрогенератора рекомендуется строить мачту высотой не менее 8 м. При такой высоте конструкция мачты будет составной.

Мачта изготовляется из металлических труб, поддерживается с помощью растяжек, используется для установки ветрогенератов мощностью до 5 кВт.

Мачту можно изготовить из металлических водопроводных труб диаметром не менее 120 мм. Если использовать трубу меньшего диаметра, то мачта под воздействием ветра будет раскачиваться. Для соединения труб применяются болтовые соединения, для этого на концах труб привариваются фланцы.

Не рекомендуется крепить составные элементы сварочным методом, болтовые соединения будут надёжнее.

Питающий кабель должен проходить внутри трубы, для выхода кабеля в нижней части мачты делается отверстие в трубе. Подъём мачты осуществляется с помощью лебёдки.

Для устойчивости мачты нужно установить дополнительные растяжки из троса, рекомендуется использовать оцинкованный трос диаметром не менее 6 мм.

Мачта для ветрогенератора должна устанавливаться на фундамент, Мачта крепится к фундаменту на анкерные болты. Для креплений под растяжки также нужно сделать 4 фундамента.

Перед тем как устанавливать мачту, фундамент должен выстояться месяц, это необходимо, чтобы бетон набрал прочность.

Преимущества: сравнительно небольшая стоимость.

К недостаткам такой конструкции можно отнести сложность подъёма и обслуживания ветрогенератора, к тому же установленные растяжки занимают большую площадь.

Коническая секционная мачта.

Коническая мачта состоит из секций сварных металлоконструкций. Секции состоят из опорных уголков (3–4 шт), и диагональных перемычек. Мачта свободностоящая и не нуждается в дополнительных опорах.

Преимущества: надёжность, низкая вибрация, небольшая площадь под установку.

Недостатки: Строительство конической мачты обойдётся дороже мачты на растяжках. Для установки небольшой мачты используется лебёдка, для более массивной конструкции понадобится кран.

Гидравлическая мачта для ветрогенератора.

Конструкция состоит из конической мачты и гидравлического основания с гидроцилиндрами.

Гидравлические мачты изготовляются для мощных ветрогенераторов до 50 кВт, высота гидравлических мачт может быть до 30 метров.

Преимущества: Для установки мачты не требуется кран, простота обслуживания мачты и ветрогенератора.

Недостатки: сложность изготовления и высокая стоимость.

ПРИМЕР ПОДБОРА КОМПОНЕНТОВ УСТАНОВКИ

Описание:

Частный дом в Киевской области находится в стадии строительства. По предварительным расчётам жильцы дома будут потреблять не больше 300 — 400 кВт электроэнергии ежемесячно. Затраты электроэнергии не очень высокие, т.к. хозяева будут использовать для отопления и нагрева воды твердотопливный котёл, а ветрогенератор необходим только для полного обеспечения бытовых приборов электроэнергией.

Хозяева проводят основную часть дня на работе, а пик потребления электроэнергии припадает на утренние и вечерние часы. В этот момент могут быть включены электроприборы суммарной мощностью до 4 киловатт.

Дом находится на возвышенности и есть открытое пространство вокруг будущего места установки ветрогенератора.

Общественной электросети нет.

Задача:

Полностью обеспечить 300–400 кВт электроэнергии ежемесячно с пиковыми нагрузками до 4 кВт.

Решение:

Генератор:

Чтобы понять как быстро должны заражаться аккумуляторы при расходе электроэнергии 400 кВт в месяц, мы должны разделить 400 кВт/мес на 30 дней (получим ежедневное потребление), а затем полученное число разделить на 24 часа (400/30/24 = 0,56 кВт/час — среднее ежечасное потребление). Скорость заряда аккумуляторных батарей генератором должна составить как минимум 560 Ватт в час.

В Киевской области низкая среднегодовая скорость ветра, но открытое пространство и возвышение объекта позволит ветрогенератору работать как минимум на 30–40% от номинальной мощности. Для более точных показателей можно произвести замер скорости ветра в месте установки.

Для того, чтобы обеспечить заряд аккумуляторных батарей генератором при этих условиях со скоростью 560 Ватт в час, нужно взять генератор, номинальная мощность которого будет как минимум в три раза больше необходимой, т.к. генератор будет работать всего на 30–35% от номинальной мощности (560Вт/ч*3=1680Вт/ч). Для этих нужд нам подходит генератор EuroWind 2 с номинальной мощностью 2000 Ватт.

Аккумуляторы:

Проводя 8–9 часов на работе в будние дни, хозяева отсутствуют, и энергопотребление их дома сведено к минимуму. В ночное время потребление также сведено к минимуму. Основное потребление происходит утром и вечером. Между этими основными пиками существует интервал в 8–9 часов.

При среднем уровне заряда аккумуляторных батарей 560 Вт/ч за интервал 8–9 часов ветровой генератор сможет выработать около 5000 Ватт. В ветреные дни этот показатель может увеличиться как минимум в два раза, поэтому за тот же период времени может быть выработано 10000 Ватт электроэнергии.

Генератор EuroWind 2 имеет напряжение 120 Вольт, поэтому ему необходимо 10 аккумуляторов с напряжением 12 Вольт (12В*10=120В). Одна аккумуляторная батарея 12В 100Ач способна сохранить до 1,2 кВт электроэнергии. Десять таких батарей могут сохранить до 12 кВт (1200Вт*10=12000Вт). Для запаса 10000 Ватт электроэнергии нам отлично подойдут 10 аккумуляторных батарей 12В с емкостью 100Ач.

Инвертор:

Для максимального потребления электроэнергии в пиковые моменты до 4 кВт, можно установить инвертор 5 кВА. Он сможет обеспечить постоянную нагрузку 4 кВт и пусковые токи до 6 кВт (150% нагрузка). Таблицу совместимости инверторов вы найдёте в разделе Инверторы.

Дополнительное оборудование:

АВР в данном случае не нужен, т.к. нет основной сети.

ИТОГО:

Для полного энергообеспечения объекта нам необходим генератор EuroWind 2, 10 аккумуляторных батарей 12В с емкостью 100Ач, инвертор 5 кВА.

Солнечные системы ГВС и отопления. Ветрогенераторы, вопросы-ответы

  • В каких случаях уместно использовать ветровую установку?

    Ветряную электростанцию следует использовать в местах, где имеются перебои в обеспечении электроэнергией или отсутствует централизованное электроснабжение при условии достаточного ветрового потенциала (среднегодовая скорость ветра не менее 3,5 м/с) и отсутствия высоких зданий или деревьев.

  • Как определить среднегодовую скорость ветра в том месте, где будет установлен ветряк?

    Чтобы получить подобную информацию, требуется проведение исследования. Репрезентативные результаты можно получить только через 1 год. Имейте ввиду то, что большинство ветровых электростанций достигают своей номинальной мощности при скорости ветра около 7-10 м/с.

  • Необходимо ли разрешение для установки ветряка для частных лиц?

    Никаких разрешений или лицензий получать не нужно. Вы ведь не получаете разрешение на установку дизельного генератора.

  • Как должна быть расположена ось ветроколеса: горизонтально или вертикально? Какое оптимальное количество лопастей должен иметь ветрогенератор?

    Существует множество вариантов конструкции ветровых установок, но в настоящее время 95% всех выпускаемых в мире ветрогенераторов – трехлопастные с горизонтальной осью.

  • Каковы основные критерии для объективного сравнения ветрогенераторов, выпускаемых различными производителями?

    К таким критериям относятся:
    — безопасность эксплуатации ветрогенератора
    — коэффициент использования ветра
    — годовое количество энергии, вырабатываемое в год при заданной среднегодовой скорости ветра, и, соответственно, соотношение стоимости ветрогенератора к годовой выработке электроэнергии
    — необходимая периодичность сервисного обслуживания
    — надежность работы, характеризуемая, в частности, сроком гарантийного обслуживания
    — срок эксплуатации ветрогенератора
    — время выполнения заказа
    — продолжительность серийного выпуска

  • Чем Ваш ветрогенератор лучше других? Почему мы должны отдать предпочтение именно ему перед другими?

    1. Наши ветрогенераторы успешно эксплуатируются уже свыше 11 лет, показывая надежную работу.
    2. Коэффициент использования ветра составляет 51% (Для сравнения: у лучших зарубежных образцов этот коэффициент составляет 49 – 52%, отечественных – 38%)

  • Можно ли приобрести ветроустановку отдельно без мачты? Мачту изготовить на месте.

    Да, такой вариант возможен. Но в этом случае мачта должна соответствовать требованиям нашей конструкторской документации. И в этом случае контроль за изготовлением лежит на покупателе и мы не предоставляем гарантии на ВЭУ.

  • Что означает следующая формулировка: «Мощность генератора составляет 800 Вт, а мощность ветроустановки – 3 кВт»?

    Установленная мощность генератора ветроустановки «ВЭУ-08» — 800 Вт. Благодаря энергоблоку, содержащему в себе интеллектуальное зарядное устройство (которое в свою очередь заряжает блок аккумуляторных батарей от ветрогенератора и солнечных фотоэлектрических панелей) и инвертор, максимальная выходная мощность одной системы составляет 5кВт. Системы могут быть объединены, что позволит увеличить выработку электроэнергии.

  • Чем нужно руководствоваться при выборе мощности ветрогенератора для загородного дома?

    Для загородного дома будет достаточно ветрогенератора мощностью 1,5-6 кВт. Многое зависит от того, при какой скорости ветра ветроустановка выдает заявленную мощность, а также от скорости ветра в данном регионе. Если один ветрогенератор выдает мощность 2кВт при скорости ветра, например, 8м/с, а другой 5кВт при 12м/с, то в регионах со среднегодовой скоростью ветра до 7м/с первая установка будет вырабатывать больше электроэнергии за год. Это происходит из-за больших потерь мощности на втором ветрогенераторе при малых скоростях ветра.

  • Как происходит регулирование мощности ветрогенератора и что происходит с ВЭУ при высоких скоростях ветра?

    Регулирование мощности ветрогенератора при скоростях ветра выше расчетной, происходит наиболее прогрессивным способом, за счет изменения угла установки лопастей с помощью компактного регулятора оборотов аэродинамического типа. Остановка ветроколеса осуществляется с помощью системы автоматического перевода лопастей во флюгерное положение. Эти системы являются ноу-хау и были запатентованы.

  • Почему скорость вращения ветроколеса Вашего ветрогенератора 320 об/мин? У других производителей этот показатель выше.

    При данной скорости вращения ветроколеса энергия малых ветров используется наиболее полно. На малых оборотах аэродинамический шум от лопастей значительно ниже. Существуют ВЭУ с частотой вращения ветроколеса 400…500 об/мин и диаметром ветроколеса 4-5 м, в этой ситуации стартовая скорость работы ВЭУ значительно выше. Уровень шума также существенно возрастает.

  • Что означает тихоходное ветроколесо Вашего ветрогенератора?

    Одной из характеристик ветрогенераторов является быстроходность ветроколеса. Она определяется соотношением скорости движения конца лопасти к расчетной скорости ветра. Для современных ветроколес эта цифра лежит в пределах от 4 до 12. При прочих равных условиях, чем больше скорость вращения ветроколеса, тем выше эта цифра. Преимущество наших ветрогенераторов, более тихоходных ветроколес, состоит в том, что они начинают работать при малых ветрах, создают меньше шума, а также износ деталей таких ВЭУ минимален.

  • Что происходит с ветрогенератором при штормовом ветре?

    При скорости ветра более 25 м/с ветроколесо останавливается с помощью системы автоматического перевода лопастей во флюгерное положение, таким образом нагрузка на ветроколесо снижается. Это наиболее безопасный вариант защиты ВЭУ. Другие варианты уменьшения скорости вращения, связанные с созданием противодействующего момента за счет торможения генератором являются потенциально опасными как для ВЭУ, так и для жизни.

  • Как осуществляется грозовая защита?

    Установка имеет соответствующее стандартам и нормативам заземление.

  • Какими аккумуляторными батареями Вы рекомендуете комплектовать Вашу ветроустановку?

    Мы рекомендуем герметичные необслуживаемые аккумуляторные батареи с емкостью не менее 200А*час. Тип и емкость аккумуляторных батарей определяются ветровым потенциалом местности и пожеланиями заказчика.

  • Существуют ли какие-либо требования к месту установки аккумуляторных батарей?

    Для установки аккумуляторных батарей необходимо отапливаемое вентилируемое помещение с температурой выше 0оС площадью 1 м2. Такой шкаф (по желанию заказчика) может поставляться совместно с ветрогенератором. В нем так же может быть размещен дизельный, бензиновый или газовый генератор.

  • Можно ли комбинировать ветрогенераторы с другими источниками энергоснабжения?

    Ветрогенераторы могут быть сопряжены с солнечными батареями, а также с дизельными, бензиновыми или газовыми генераторами.

  • Зачем нужен инвертор?

    Инвертор служит для преобразования постоянного тока с аккумуляторов в переменный 220(380)В 50 Гц, пригодный для подключения электроприборов.

  • Почему Ваши установки не имеют мультипликатора?

    Мультипликатор увеличивает скорость вращения ветроколеса до скорости вращения быстроходного электрогенератора – от 1500 об/мин. Нашему электрогенератору на постоянных магнитах достаточно той скорости, с которой вращается ветроколесо – 300 об/мин.

  • Каков уровень шума, производимого Вашими установками?

    Шумовые характеристики ветряной установки 10 кВт — примерно 40 дБА непосредственно под установкой во время работы на средних оборотах, что отвечает требованиям европейских нормативных документов. Для сравнения, шум городских дорог 70-80 дБА, а звук от работающего дизель-генератора — 90-110 дБА.

  • Безопасно ли жить рядом с работающим ветрогенератором?

    Да, малые ветряные установки (до 100 кВт) совершенно безопасны для окружающих. Только кротов отпугивают.

  • Нуждается ли установка в сервисном обслуживании?

    ВЭУ-08 является необслуживаемым ветрогенератором и в сервисном обслуживании не нуждается.

  • Какой уход требуется ветряной установке для нормальной работы?

    Наши ветряные установки довольно надежны. Потребуется минимальный уход: проверка надежности закрепления лопастей, смазка движущихся частей. Проверка, не повреждены ли соединительные кабели.

  • Можно ли приобрести ветрогенератор в кредит?

    Такая возможность имеется, обращайтесь за консультациями к менеджеру по работе с клиентами.

  • Какие сроки поставки ветряной установки?

    Стандартные сроки поставки ветряных установок: 60 рабочих дней после внесения предоплаты. Если продукция имеется на складе, сроки поставки сокращаются до 5 дней.

  • Как производится монтаж ветроустановки, какое оборудование необходимо, нужен ли подъемный кран?

    Для монтажа ветрогенератора применяется специальное устройство подъема оборудования (принцип «лебедки»). Данное приспособление упрощает монтаж ветроустановки, т.к не требуется подъемный кран. Установка монтируется двумя специалистами в течении 2-3 часов. Возможны два варианта монтажа:
    1. Монтаж производителем
    2. Шеф-монтаж.

  • Какая стоимость монтажа ветряной установки (ветряной электростанции)?

    Стоимость монтажа ветряного генератора зависит от многих факторов и составляет 10-20% от суммарной стоимости.

  • Можно ли смонтировать ветряную установку самостоятельно?

    Малые ветряные установки (до 2 кВт) вполне можно смонтировать и подключить самостоятельно. Для больших ветряных электростанций, от 5 до 20 кВт, потребуется участие бригады монтажников. Чаще всего монтаж ветряной электростанции проводит организация, осуществляющая продажу ветряных электростанций.

  • Каков порядок проектирования места для установки ветрогенератора?

    Для определения подходящего участка для установки ветрогенератора возможен выезд наших специалистов на место. Данные по ветру обычно определяются по справочникам, а также анализом измерений ближайших метеостанций.

  • Существует ли демонстрационная площадка для практического ознакомления с работающими ветрогенераторами?

    Работающие ветрогенераторы можно увидеть и получить исчерпывающую консультацию по техническим вопросам позвонив нам по телефону

  • Какая площадь необходима для установки ВЭУ?

    Монтаж опоры осуществляется на фундамент, состоящий из трех бетонных блоков по 1.2 м3 каждый (высота 1,2 м, диаметр 0.9 м). В дно ям забиваются уголки — заземлители, соединяющиеся с закладными с помощью шины.

  • Каким образом Ваша ветроустановка ориентируется на ветер?

    Горизонтальные ветряки ориентируются за счет флюгера. Ветер сам доворачивает ветрогенератор в нужную сторону. Вертикальные ветрогенераторы не нуждаются в ориентации по ветру и работают при любом и даже резко изменчивом ветре. Данная разработка защищена патентным свидетельством.

  • Каков расчетный срок службы ветряных генераторов?

    Срок службы ветряного генератора в зависимости от условий эксплуатации составляет от 15 до 25 лет.

  • Сказывается ли работа ветрогенераторов на работе ТВ и радиоприемников?

    Нет

  • Чем отличается ветрогенератор с вертикальной осью вращения (вертикальный ветрогенератор) от ветрогенератора с горизонтальной? Каковы преимущества и недостатки вертикальных ветрогенераторов?

    Основные плюсы вертикальных ветрогенераторов по сравнению с горизонтальными это их бесшумность. Так же надо учитывать повышенную долговечность механизмов из за отсутствия нагрузки на вал. Следует так же учесть более слабый ветер необходимый для старта турбины (1.2м/с по сравнению с 2.5м/с у горизонтальных)
    Недостаток ветрикальных ветряков один — это цена. Цена вертикальных ветряных генераторов выше примерно в полтора-два раза. Вертикальные ветряные генераторы могут использоваться в городских условиях и крепиться непосредственно на здания и жилые помещения.

  • Ветроэнергетика — общая информация — Полезная информация — ВАРМА

       Ветрогенераторы

    Ветроэнергетические установки (ВЭУ) преобразует кинетическую энергию ветра в механическую или электрическую энергию, удобную для практического использования. ВЭУ производят электрическую энергию для бытовых или промышленных нужд. Существуют два основных вида установок: ветроустановки с вертикальной осью вращения и ветроустановки с горизонтальной осью вращения. Ветроустановки с горизонтальной осью составляют около 95% всех ветроустановок, подключенных к сетям энергосистем. Ветроустановка включает следующие основные подсистемы и узлы: ротор или лопасти, который преобразует энергию ветра в энергию вращения вала, кабину или гондолу, в которой обычно расположен редуктор ( некоторые турбины работают без редуктора), генератор и другие системы, башню, которая поддерживает ротор и кабину, электрическое и электронное оборудование, также как и панели управления, электрические кабели, оборудование заземления, оборудование для подключения к сети, система молниезащиты, система накопления электроэнергии и ее стабилизации, и др. Диаметр ротора ВЭУ по мере возрастания мощности ветроустановки от 1 до 3000 кВт увеличивается от 2 до 100 м, а высота башни от 8 до 100 м. Для ВЭУ выше 150 кВт диаметр ротора и высота башни примерно равны.

    В каких случаях выгодно использовать ветрогенератор?

    Ветровые электростанции установки наиболее выгодно использовать в местах, где невозможно провести общую электросеть, или соединение является очень затратным, а также — в местах с частыми отключениями электричества. Ветровые электростанции смысл устанавливать, если в месте становления среднегодовая скорость ветра превышает 3 м/с.

    Скорость ветра- важнейший элемент в проектировании и использования ветроустановки.В общем случае, при среднегодовой скорости ветра более 4 м/с на высоте 10 м ( на этой высоте на метеостанциях устанавливаются анемометры — приборы, измеряющие скорость ветра) возможно эффективное применение ветроустановок, а ветер с меньшей скоростью годится для водоподъемных устройств. Главное правило состоит в том, что возможная вырабатываемая мощность пропорциональна кубу скорости ветра и квадрату диаметра ротора. Это означает, что при удвоении скорости ветра возможная вырабатываемая мощность увеличивается в 8 раз. Так, ветроустановка, работающая при средней скорости 6 м/с, генерирует мощность на 44% большую, чем при скорости 5 м/с. Если скорость ветра определяется местом, где сооружается ветроустановка, то диаметр ее ротора — это элемент конструкции, величина которого зависит от многих расчетных параметров. Чаще всего решается обратная задача: задается проектируемая мощность ВЭУ и далее определяется требуемый диаметр при определенной расчетной скорости.

    Формула мощности ВЭУ выглядит следующим образом:

    P=½·ρ·A·V3·Cp·ηг·ηм, Вт

    где ρ= 1,22 — плотность воздуха (стандартная), кг/м3
    V — скорость ветра,, м/с
    ηг·ηм— коэффициенты полезного действия генератора и механической передачи между ветроколесом и генератором,
    Cp — коэффициент использования ветра, зависящий от профиля лопастей и других режимных параметров, предельное значение которого равно 0,593, а достигнутое в эксплуатации- 0,4-0,45,
    А — площадь ветротурбины, в случае пропеллерной турбины вычисляется по формуле:

    А=¼π·D2, м2

    где D, м- диаметр ротора,π=3,14.

    Наиболее экономически выгодное применение ВЭУ имеет место, если ветротурбины объединены в группы. Их называют ветроэлектрическими станциями (ВЭС), а за рубежом «ветровыми фермами» (wind farm). Их мощность колеблется от сотен киловатт до сотен мегаватт. Ветроустановки большой мощности не предназначены для автономной работы или работы параллельно друг с другом. Поэтому как только отключается ЛЭП (линия электропередачи), связывающую ВЭУ с энергосистемой, останавливаются и ВЭС. Обычно при проектировании обеспечивается связь с двумя ЛЭП с разных точек энергосистемы. Для одиночных ВЭУ и небольших ВЭС, питающих определенную нагрузку, нужно иметь резервный источник электроснабжения (дизель-генератор, газотурбинная установка, солнечные батареи).

    Очень важным параметром в проектировании ВЭУ является коэффициент использования установленной мощности, дающий представление об эффективности работы ВЭУ. Это отношение средней выработки генерирующего устройства к максимально возможной. Большинство современных ВЭУ работают с коэффициентом использования установленной мощности от 25 до 35%. Электростанции, работающие на невозобновляемых источниках энергии, имеют коэффициент использования установленной мощности от 40 до 80%. Лучшие ветроустановки в хороших ветровых условиях работают с коэффициентом 0,5. Хорошими ветровыми условиями в России обладают следующие субъекты РФ: Архангельская, Астраханская, Волгоградская, Калининградская, Камчатская, Ленинградская, Магаданская, Мурманская, Новосибирская, Пермская, Ростовская, Сахалинская, Тюменская области, Краснодарский, Приморский, Хабаровский края, Дагестан, Калмыкия. Карелия, Коми. Ненецкий автономный округ, Хакасия, Чукотка, Якутия, Ямало-Ненецкий автономный округ.

    Как выбрать ветрогенератор?

    Распространенная ошибка — выбирать мощность ветроустановки по пиковой мощности нагрузки. Ветрогенератор, также как и солнечные батареи, является источником энергии, а не мощности. Поэтому расчет ветроэнергетической системы ведется в несколько шагов, и желательно, если это сделает специалист.

    Для выбора ветрогенератора сначала Вам необходимо определить своё потребление в кВт*часах в месяц, пиковую (суммарную) мощность всех приборов и постараться узнать среднегодовую и среднемесячные скорости ветра в Вашей местности. Последний параметр не всегда возможно определить с достаточной точностью. Даже если вы получите данные по многолетним скоростям ветра от ближайшей метеостанции, не факт, что в месте установки вашей ветротурбины будет именно такая скорость ветра. Поэтому для больших ветростанций необходимо обязательно проводить мониторинг скорости ветра хотя бы в течение одного года, а затем сделать корреляцию полученных данных с данными от ближайшей метеостанции. Для малых ветроустановок такой путь слишком дорог, и очень часто малые ВЭУ устанавливаются на страх и риск хозяина. В таких случаях обычно, если ветра недостаточно, признается, что решение об установке ветротурбины было ошибочным. Если же ветер хороший, то следующим шагом обычно является увеличение мощности малой ветростанции.

    Для получения электричества в необходимом объёме нужно понимать, что количество вырабатываемой ветряком энергии напрямую зависит от ометаемой ветротурбиной площади или максимального сечения ветротурбины. Для минимального обеспечения пары лампочек, ТВ, холодильника, электрочайника — диаметр ветряка должен быть не менее 2,5 метров при средних по силе ветрах.

    Особое внимание стоит уделять не только мощности ВЭУ (именно ВЭУ, а не инвертора, входящего в комплект), но и при какой скорости ветра эта мощность может быть получена. Некоторые продавцы представляют завышенные показатели. Для этого не поленитесь подсчитать по несложной формуле мощность, которую способен отдать ветряк с винтом конкретного диаметра. Эта мощность практически зависит только от скорости ветра V и диаметра ветротурбины D, а все остальные факторы — количество лопастей, их вес, площадь, профиль, крутка, генератор, подшипники и т. д. — второстепенные и большой погрешности не дают.

    Упрощенная формула расчета реально отдаваемой ветром мощности в зависимости от скорости ветра и диаметра винта: 
    Р = D2V3/7000, кВт, 
    с точностью ±20% (зависит от КПД турбины и генератора). +20% — идеальная ВЭУ, ее цена увеличится в 2-3 раза. -20% — первый ветрякэнтузиаста-любителя. При равной мощности ВЭУ выбирайте ту, у которой диаметр ветроколеса больше.

    Как это не парадоксально, но чем меньше лопастей в ветроколесе, тем выше его КПД. Это проверено как теоретическими исследованиями, так и продувками в аэродинамической трубе, хотя разница между 1, 2, 3 лопастями незначительна. Однако, с уменьшением количества лопастей также уменьшается момент страгивания и ухудшается работа при низких скоростях ветра. У однолопастных ветротурбин также есть серьезная проблема с балансировкой и надежностью ветроколеса.

    Ветрогенераторы с 2-3 лопастями относятся к быстроходных с более высоким КПД и частотой вращения, но при этом низкий стартовый момент ротора. Поэтому быстроходные ветрогенераторы выгодно объединять с электрическим генератором, так как электрический генератор имеет высокую частоту вращения (для улучшения массогабаритных характеристик) и низкий пусковой момент. Тихоходные многолопастные ветротурбины обычно работают в связке с водяными насосами, у которых большой момент запуска и меньшая частота вращения. Быстроходные 3-х лопастные ветрогенераторы получили большее распространение, чем 2-х лопастные, несмотря на их высокую стоимость. 3-х лопастным ротором генерируется меньше вибрация и выглядит он более эстетично. Поэтому во всем мире оптимальным количеством лопастей горизонтально-осевой ветротурбины признано 3.

    Некоторые производители представляют результаты продувок своих ветроэлектрических установок по мощности в аэродинамической трубе. Это хорошо, и говорит о серьезном подходе к делу. Однако, необходимо учитывать, что мощность в аэродинамической трубе и в природе на ветру отличаются примерно на 10-30% вследствие идеализации воздушного потока в трубе. Реальный поток ветра имеет турбулентности, которые существенно ухудшают параметры ветроколеса.

    Мощность, вырабатываемая ветрогенератором, пропорциональна кубу скорости ветра. Это означает, что мощность ветрогенератора на слабых ветрах (даже если он вращается) очень мала. Но, с усилением ветра, идет резкое нарастание мощности. А поскольку ветер на практике дует с постоянной скоростью и направлением только в аэродинамической трубе, понятно, что мощность, вырабатываемая ветрогенератором, является постоянно меняющейся по времени величиной. Поэтому любая энергетическая система с использованием ветрогенератора в качестве источника энергии должна иметь стабилизирующее звено.

    В малых автономных системах роль такого звена обычно играет аккумуляторная батарея. Если мощность ветрогенератора больше мощности нагрузки, батарея заряжается. Если мощность нагрузки больше – батарея разряжается. Из этого следует следующая важная особенность ветрогенератора, как источника мощности: если большинство других источников выбираются по мощности пиковой нагрузки, ветрогенераторы следует выбирать, исходя из величины потребления электроэнергии в месяц (или в год, как кому нравится).

    Проиллюстрируем это на примере. На берегу моря, где средняя скорость ветра приближается к 6 м/с, стоит домик, куда приезжает семья из трех человек на выходные. Электрооборудование включается тоже только на выходные. В день потребление достигает 15 кВт*ч, при этом пиковая нагрузка – до 3 кВт. Следовательно, в месяц потребление энергии равно 120 кВт*ч. При среднегодовой скорости ветра 6 м/с выработку 120 кВт*ч в месяц может обеспечить небольшой 700-ваттный ветрогенератор. Кроме того, для аккумулирования энергии в течение 5 дней потребуется батарея большой емкости, и инвертор (который преобразовывает постоянное напряжение батареи в стандартное переменное) мощностью 3 кВт, чтобы обеспечить пиковые нагрузки.

    Как можно видеть, в каждом из вышеописанных случаев мощность ветрогенератора отличается в разы от пиковой мощности нагрузки. Мощность пиковой нагрузки определяет мощность преобразователя. Сам ветрогенератор определяет только величину выработки в определенный временной промежуток при определенной среднемесячной скорости ветра. Кроме средней скорости ветра, существуют более подробные вводные данные для оценки ветровых ресурсов, называемые параметрами распределения Вейбулла, которые отражают распределение длительности ветра определенной силы для данного места, они используются при проектировании ветропарков мощностью в десятки МВт.

    Вертикально-осевые ветроустановки, использующие силу давления ветра, имеют право на жизнь, но наукой и опытом давно доказана их очень низкая эффективность по сравнению с горизонтально-осевыми. Это примерно как гребные колеса у дореволюционных пароходов по сравнению с обычным винтом любого современного корабля или катера. Такие ветротурбины имеют большую материалоемкость и, соответственно, высокую удельную стоимость.

    Ортогональные ветроустановки с вертикальной осью вращения, которые используют подъемную силу крыла, имеют КПД немногим менее пропеллерных, поэтому их эффективность также высока. Но у таких вертикально-осевых турбин есть другой недостаток — они не могут самостоятельно начать вращение, и для их запуска их надо раскрутить — или от сети, или с помощью другой ветротурбины, имеющей стартовый момент вращения (часто используется турбина Савониуса для этих целей).

    Не стоит увлекаться поиском ВЭУ, начинающих работать на малых скоростях ветра — до 3 м/с, так как на этих скоростях ветра его энергия ничтожно мала. Например, для ВЭУ с диаметром винта 5 м вырабатываемая мощность при скорости ветра 2 м/с будет менее 30 Вт, причем половина этой мощности уйдет на всякие потери в механических элементах, генераторе и контроллере, а оставшиеся 15 Вт — это мизер для аккумуляторов, рассчитанных на номинальную мощность 5 кВт. Так что, кроме наслаждения от вида вращающегося ветроколеса, вы больше ничего не получите.

    Какие нужны документы и разрешения для установки ветрогенератора?

    Импортируемые ветроустановки также не подлежат сертификации. Вы можете без проблем установить на своей территории для себя ветрогенератор мощностью до 75 кВт и высотой до 30 метров для личного некоммерческого использования. Для этого не нужны никакие документы, справки или разрешения.

     

    Управление поворотом лопастей ветрогенератора переменной скорости с целью ограничения мощности и уменьшения динамических нагрузок

    Ескендир Жанибек Байдрахманулы
    Казахский Национальный Технический Университет им. К. И. Сатпаева
    магистрант, Институт информационных и телекоммуникационных технологии

    Yeskendir Zhanibek Baidrakhmanuly
    Kazakh National Technical University named after K. I. Satpayev
    Graduate student, Information and telecommunication technologies institute

    Библиографическая ссылка на статью:
    Ескендир Ж.Б. Управление поворотом лопастей ветрогенератора переменной скорости с целью ограничения мощности и уменьшения динамических нагрузок // Современные научные исследования и инновации. 2013. № 3 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2013/03/23161 (дата обращения: 03.04.2022).

    Промышленные ветрогенераторы – это сложные системы, подверженные высоким динамическим нагрузкам, преобразующие энергию ветра в электрическую энергию. В настоящее время бурное развитие этой отрасли в мире направлено на создание мощных установок очень больших размеров. Уже существуют ветрогенераторы мощностью до 6 МВт и диаметром ротора в 150 метров (Рис. 1). Такая установка при скорости ветра в 10 м/с испытывает нагрузку на лопасти в 200 тонн в секунду [1]. Поэтому, снижение нагрузок на конструкцию – одна из ключевых задач систем управления ветрогенераторов [2]. Эффективным решением этой задачи является система управления поворотом лопастей. Принцип работы состоит в подборе оптимального угла атаки лопастей, при котором соотношение между скоростью ветра и скоростью движения концов лопастей будет соответствовать номинальным значениям скорости вращения ротора.


    Рисунок 1 – Лопасть Siemens B75 длиною в 75м в сравнении с самолетом Airbus A380. (Правообладатель: Siemens)

    Рассмотрим физику преобразования энергии ветра в механическую энергию вращения ротора. Энергия ветра , что фактически является кинетической энергией воздуха, проходящего через кругообразную площадь, охватываемую ротором ветрогенератора радиусом R, равна:

    , (1)

    где – плотность воздуха, – перемещение воздуха в направлении ветра. Производное выражения (1) дает выражение для мощности ветра:

    . (2)

    Так как фактически это скорость ветра , мощность ветра в упрощенном виде может быть записана как:

    . (3)

    Выражение (3) описывает важный параметр, который определяет работу ветрогенератора и системы управления. Это – кубическая зависимость мощности ветра от скорости ветра. Из-за такой нелинейной и крутой зависимости, мощность будет низкой при малой скорости ветра и очень высокой при большой скорости ветра. Поэтому имеются два различных региона работы ветрогенератора с соответствующими требованиями к системе управления. При слабых ветрах задача системы управления состоит в максимизации мощности ветрогенератора. Напротив, при сильных ветрах система управления должна ограничивать мощность ветрогенератора и скорость вращения ротора для избежания перегрузок.

    Взаимосвязь мощности ветра и мощности ветрогенератора определяется безразмерным параметром – коэффициентом мощности :

    . (4)

    Теоретически максимальное значение коэффициента мощности определяется законом Бетца и равно 16/27. На практике ветрогенераторы в лучшем случае достигают значения 0,5. Значение коэффициента зависит от скорости ветра, скорости ротора и угла поворота лопастей. Поворот лопасти изменяет угол между хордой лопасти и потоком воздуха. Этот угол называется «углом атаки» и аэродинамика лопасти всецело зависит от него. Это очень эффективный способ управления и поворот всего на существенно снижает мощность ветрогенератора, тогда как поворачивание на практически останавливает вращение ротора. К тому же поворачивание лопастей ротора может быть использовано как мощный аэродинамический тормоз.

    Когда рассматривается зависимость коэффициента мощности от переменных ветрогенератора, используется параметр :

    . (5)

    Этот параметр представляет соотношение скорости ветра к скорости ротора и называется Tip Speed Ratio (далее TSR). Типичная зависимость коэффициента мощности, TSR и угла поворота лопасти показано на Рис. 2 [3].


    Рис. 2. Зависимость коэффициента мощности от TSR и угла поворота лопасти

    Как можно увидеть из выражения (4) и Рис. 2, мощность ветрогенератора зависит от трех составляющих: скорости ветра, изменении скорости ротора и поворота лопастей. Скорость ветра – неуправляемый входной параметр, который может рассматриваться как внешнее возмущение с точки зрения системы управления. С другой стороны, скорость ротора и угол поворота могут управляться и использоваться как компенсирующие переменные. Эти средства управления доступны в настоящее время, так как современные ветрогенераторы имеют лопасти, которые не закреплены жестко, но закреплены на поворотных кольцах, приводимых в движение с помощью двигателей. А скорость ротора может изменяться по той причине, что генератор подключается к сети не напрямую, а через частотные преобразователи.

    В зависимости от региона работы выбирается тот или иной метод управления. При слабых ветрах нет необходимости в управлении поворотом лопастей, кроме как в удержании его значения на оптимальном значении (чаще всего около ). Поэтому оптимизация мощности достигается с помощью адаптации скорости ротора при определенной скорости ветра такому значению TSR, при котором будет максимальным (см. Рис. 2). При сильных ветрах ветрогенератор испытывает большие нагрузки на конструкцию, и мощность ветра может намного превысить номинальную мощность ветрогенератора. Поэтому, появляется необходимость ограничения скорости вращения ротора и мощности ветрогенератора. Достигается это путем поворота лопастей ротора. Как можно заметить из Рис. 2 поворачивание лопастей изменяет кривую . С увеличением угла поворота значение уменьшается. Это позволяет ветрогенератору работать в границах номинальных значений. На Рис. 3 представлена принципиальная схема системы управления ветрогенератора, в зависимости от скорости ветра и региона работы выбирается один из методов управления.


    Рис. 3. Принципиальная схема системы управления ветрогенератора

    На Рис. 4 отображено применение методов управления в зависимости от скорости ветра и региона работы [4].


    Рис. 4. Использование различных методов управления в зависимости от скорости ветра

    Как говорилось ранее применение метода управления поворотом лопастей уместнее при сильных ветрах для регулирования выходной мощности и уменьшения динамических нагрузок. Однако этот метод управления может быть применен при пуске ветрогенератора для получения высокого начального крутящего момента [4].

    При применении метода управления поворотом лопастей регулируемой переменной величиной является скорость ротора. Если метод управления крутящим моментом реализовывается в открытом контуре, то управление поворотом лопастей должно быть исполнено в закрытом контуре. Стандартное решение подразумевает использование ПИ или ПИД регулятора. При проектировании регулятора должны быть учтены две характеристики ветрогенератора. Первая характеристика – это нелинейность процесса вследствие кубической зависимости между мощностью ветра и его скоростью, а также крутизна кривой (Рис. 2). Для управления таким нелинейным процессом с помощью линейного ПИ регулятора нужно применить адаптацию параметров [3]. Простой метод адаптации параметров – разбивка коэффициентов регулятора по нескольким точкам работы [4]. Из-за большой трудности точного измерения скорости ветра, разбивка коэффициентов регулятора делается основываясь на измерениях угла поворота (Рис. 5). Это возможно вследствие зависимости между углом поворота и скоростью вращения ротора. Вторая характеристика – это влияние управления углом поворота лопастей на прогиб башни ветрогенератора, что в свою очередь влияет на скорость ветра относительно ротора ветрогенератора. В конце концов при такой совокупности плохое управление может привести к раскачке башни ветрогенератора из-за неподходящего угла поворота лопасти по причине положительной обратной связи.


    Рис. 5. Параметры регулятора угла поворота лопасти в зависимости от точек работы

    Много зарубежных работ посвящено исследованию проблематики систем управления поворотом лопастей. Разработаны универсальные методы и алгоритмы управления. Однако использование комплексных средств моделирования дает возможность доработать алгоритмы систем управления для дальнейшего применения на конкретном объекте. На Рис. 6. показана модель ветрогенератора и системы управления поворотом лопастей, собранная в среде Matlab Simulink [5]. В модель заложены характеристики ветра, конструкции основных узлов ветрогенератора и системы управления. Динамическую модель ветра и ветрогенератора можно связать с контроллером системы управления с помощью технологии OPC (OLE for Process Control). Тем самым спрогнозировать поведение ветрогенератора и системы управления для заданных характеристик.


    Рис. 6. Модель ветрогенератора и системы управления поворотом лопастей собранная в Matlab Simulink

    На Рис. 7. отображена модель в режиме работы с выводом графиков, показывающих основные параметры, использующиеся в системе управления поворотом лопастей. Как говорилось выше, ветрогенератор переменной скорости имеет 2 режима работы с соответствующими требованиями к системе управления. При слабых ветрах целью системы управления является максимизация мощности подбором оптимального соотношения TSR (Рис. 2). При сильных же ветрах выходную мощность и скорость оборотов лопастей необходимо держать в пределах номинальных значений (Рис. 4).


    Рис. 7. Работающая модель ветрогенератора и системы управления поворотом лопастей в среде Matlab Simulink

    На графиках (Рис. 7) при очень низкой скорости ветра ветрогенератор находится в состоянии «парковки», скорость вращения ротора составлет 0 об/мин. С увеличением скорости ветра и при достижении рабочего значения, тормозная система освобождает ротор. Система управления поворотом лопастей подбирает оптимальный угол атаки, обеспечивая увеличение выходной мощности и скорости вращения ротора до номинальных значений. После достижения ветрогенератором номинальных значений работы система управления поворотом лопастей держит скорость вращения ротора постоянной.

    Таким образом, в ходе исследования изучены режимы работы ветрогенератора переменной скорости, задачи системы управления. Работа системы управления поворотом лопастей рассмотрена в динамической модели, в котором заложены как характеристики ветра, конструкции ветрогенератора так и системы управления. Можно заключить, что система управления поворотом лопастей позволяет максимизировать выходную мощность и существенно снизить динамические нагрузки на конструкцию ветрогенератора. Алгоритмы системы управления поворотом лопастей могут быть усовершенствованы с использованием методов оптимизации, линеаризации и нечеткой логики.


    Библиографический список
    1. James Holloway. Siemens unveils world’s largest wind turbine blades // Ecogizmo: Aвгуст, 2012. URL:
      http://www.gizmag.com/worlds-largest-wind-turbine-blades/23578/ (дата обращения: 20.12.2012)
    2. Mate Jelavic, Vlaho Petrovic, Njedjelko Peric. Estimation based Individual Pitch Control of Wind Turbine.// AUTOMATIKA 51(2010) 2, 181–192
    3. Mate Jelavic, Njedjelko Peric. Wind Turbine Control for Highly Turbulent Winds.// AUTOMATIKA 50(2009) 3-4, 135–151
    4. Fernando D. Bianchi, Hernan de Battista, Ricardo J. Mantz. Wind Turbine Control Systems. Principles, Modelling and Gain Schedulin Design. Springer, 2007, стр.132
    5. Steve Miller. Wind Turbine Model. Сентябрь, 2012.URL:http://www.mathworks.com/matlabcentral/fileexchange/25752-wind-turbine-model (дата обращения: 10.11.12)


    Количество просмотров публикации: Please wait

    Все статьи автора «Zhanibek»

    РАЗРАБОТКА ЛАБОРАТОРНОГО ВЕТРОГЕНЕРАТОРА

    Абдуллаев Алмат Талгатович, Абилдаева Айнель Досановна, Асет Магира

    кафедра робототехники и технические средства автоматики, специальность приборостроение Казахский национальный технический университет имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан

    Аннотация: Разработан лабораторный стенд для изучения работы ветрогенератора. Произведён аэродинамический расчёт ветроколеса. Сформулирована формула для вычисление напряжения генератора на определенных оборотах. Подобран подходящий контроллер для лабораторного стенда. С помощью стенда можно проводить лабораторные исследования процессов преобразования кинетической энергии ветра в электрическую энергию.

    Abstract: Developed laboratory bench to study the work of the wind turbine. Promoted aerodynamic calculation of the propeller. Formulated formula for calculating the voltage of the generator at certain speeds. Find a suitable controller for laboratory bench. With the help of the stand can be carried out laboratory studies of processes to convert the kinetic energy of the wind into electrical energy.

     

    Ключевые слова: Ветрогенератор, генератор, мощность ветроустановки, аккумулятор, контроллер.

    Keywords: wind turbine, generator, wind turbine power, battery, controller.

     

    В разработке лабораторного ветрогенератора понадобилась три составные части: генератор, контроллер и аккумулятор. Напряжение и ток от генератора зависит от многочисленных факторов, таких как обороты генератора, мощность магнитов, скорость движения магнитов на роторе, количество витков в обмотках участвующих в выработке электричества за единицу времени и другие. В генераторе переменного тока напряжение прямо пропорционально скорости движения магнитов. Например, если оборот увеличился в два раза то и напряжения соответственно увеличится в два раза. Чтобы вычислить напряжение генератора на определенных оборотах нужно магнитную индукцию магнитов B (Тл) умножить на активную длину проводника L (м), и умножить на скорость движения магнитов V (м/с).

    E=B*V*L,                                                                                                                                                         (1)

    Чтобы вычислить силу тока на аккумулятор 12 вольт нужно от напряжения генератора отнять напряжение аккумулятора и полученную сумму разделить на общее сопротивление генератора+аккумулятора. Формула расчета силы тока выглядит так, Ug-Ua=U/(R+r)=I, где Ug-напряжение генератора без нагрузки, Ua-напряжение аккумулятора, U-разность напряжений, (R+r)-общее сопротивление всех элементов в цепи, I -сила тока [1].

     

    Аэродинамический расчёт ветроколеса

     

    Конструкционная схема 3-лопостного ветроколеса дана на рисунке 1, где L-длина лопасти, R-радиус окружности, D-ометаемая площадь ветроколеса [2].

    Рис. 1. Схема ветроколеса.

     =  ,                                                                                                                                             (2)

    Где Nву– мощность ветроустановки при исходной нагрузке, кВт (Nву=0,6 кВт);;

    N – исходная среднесуточная эквивалентная мощность нагрузки, кВт (N=0,2 кВт);;

    Nвур – расчетная мощность ветроустановки при другой нагрузке, кВт;

    Nр – расчетная среднесуточная эквивалентная мощность нагрузки, кВт.

    Из пропорции (1) следует:

    Nвур = 2Nр                                                                                                                                       (2.1)

    Размеры ветроколеса при этом можно определить по формуле:

    Dву =  ,                                                                                                      (3)

    где Dву – расчетный диаметр ветроустановки, м;

    Vр – текущее значение рабочей скорости ветра, м/с.

    С этого следует что длина лопастей равно L=x/2, а диаметр ветроколеса D=x.

    На 2 рисунке приведён пример зависимости вырабатываемой мощности от скорости ветра для ветрового генератора номинальной мощностью 600 Вт.

     

    Рис. 2. График зависимости вырабатываемой мощности от скорости ветра.

     

     

     

     

    Выбор контроллера

    В схеме используется операционный усилитель TL-084, реле и небольшое количество других радиоэлектронных компонентов. Схема используется для отсоединения источника зарядка от аккумулятора, после его полной зарядки. Подойдет как для 12В, так и для 24В аккумуляторов [3].

    В схеме зарядного устройства используется 2 подстроечных резистора для установки верхнего и нижнего предела напряжения. Когда напряжение аккумулятора превышает заданное значение, то на обмотки реле подается напряжение и оно включается. Реле будет включено, пока напряжение не понизится ниже заданного уровня.

    Обычно, для ветряков используются аккумуляторы 12В, тогда верхний предел напряжения устанавливается на 15В, а нижний — 12В. Источник электроэнергии (ветрогенератор, либо солнечная панель) подключаются к аккумулятору через нормально замкнутые контакты реле. Когда напряжение аккумулятора превышает заданные 15В, контроллер замыкает контакты реле, тем самым переключая источник электроэнергии с аккумулятора на нагрузочный балласт (который не рекомендуется ставить для солнечных панелей, но который обязательно нужен для ветрогенераторов).

    Когда напряжение падает ниже 12В (задается подстроечным резистором), контроллер отключает реле и источник подключается с аккумулятору для его заряда.

    Рис. 3. Схема контроллера.

    В устройстве используется 2 светодиода, один показывает наличие питания, второй светодиод (Dump On) загорается когда аккумулятор полностью заряжен и ток протекает через нагрузочный балласт.

    В заключении стоит отметить, что разработанная лабораторная ветроустановка  предназначена для обучения студентов и учащихся в профессиональных образовательных учреждениях. И  с помощью мультиметра мы можем наблюдать влияние скорости ветра на напряжение и тока внутри генератора и построить диаграмму зависимость передаваемой энергии ветроустоновки от скорости ветра.

     

    ЛИТЕРАТУРА

     

    1.       С.М. Воронин Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: Учебное пособие. — Зерноград: ФГОУ ВПО АЧГАА, 2007. – 204 с.

    2.       Г.Ф. Быстрицкий Общая энергетика: Учеб. пособие для сред. проф. образования: — М.: Издательский центр «Академия», 2005. – 208 с.

    3.       И. М. Мухити «Электротехника», г. Алматы, 2005.–229 с.

     

    Как выбрать ветрогенератор для дома и дачи правильно.

    Эффективность ветрогенераторов

    Энергией ветра люди пользуются с незапамятных времен. Простейший «ветрогенератор» , известный издавна, — парусная оснастка судна. С ее помощью энергия ветра преобразуется в механическую силу, движущую корабль. Ветряные мельницы — прообразы электрических ветрогенераторов.

    Разница лишь в том, что в первом случае к оборудованию, которое улавливает порывы ветра, прилагаются механизмы, преобразующие ее в механическую энергию, а современный ветрогенератор превращает кинетическую энергию в электрическую.

    Так что ветроэнергетику можно смело считать традиционным направлением энергетики, ведь наши предки использовали ее задолго до появления технологий, позволяющих применять углеводородное топливо.

    Казалось бы, развитию ветроэнергетики ничто не мешало. Всего-то и требовалось, что присоединить вал генератора к «пропеллеру» мельницы — и вот уже в наличии ветроэлектростанция. Однако в действительности все оказалось не так просто. Для эффективной работы такой электростанции необходимы достаточно сильные ветра. Если же она неделю будет накапливать энергию, чтобы одна лампочка горела в течение часа, согласитесь, это совсем не то, что нужно.

    Как выбрать ветрогенератор для дома правильно, учитывая, что на большей части российской территории скорость ветра не превышает 4-5 м/с. И ветрогенератор с номинальной мощностью 1 кВт выдаст около 120 кВт/ч в месяц. На первый взгляд, мощность вполне приличная — ее достаточно, чтобы освещать дом с помощью энергосберегающих ламп и подключить необходимую бытовую технику.

    Но если продолжить подсчеты, то окажется, что использовать такое устройство для автономного энергообеспечения попросту невыгодно: за 20 лет эксплуатации будет произведено около 29 тыс. кВт/ч, что при средней стоимости ветрогенератора $4-7 тыс. приводит к цене $0,14-0,24 за 1 кВт/ч. При этом сегодня стоимость электроэнергии в Москве составляет $0,14 за 1 кВт/ч, а, например, для сельских населенных пунктов Московской области тариф установлен в размере $0,093 за 1 кВт/ч.

    В других же регионах РФ стоимость электроэнергии для населения еще ниже и доходит до $0,05. Получается, ветрогенератор вовсе не позволяет сэкономить, более того, оплата осуществляется по максимальному тарифу, а то и дороже. Согласиться на это можно лишь в двух случаях: если вы являетесь фанатом ветроэнергетики и если у вас нет другого варианта для обеспечения электричеством своего жилья.

    Однако приведенные расчеты не означают, что ветрогенератор однозначно невыгоден. Во-первых, многое зависит от среднегодовой мощности ветра. Если она достигает около 8 м/с, то при использовании того же ветрогенератора стоимость 1 кВт/ч снижается на порядок.

    А это уже не просто экономия — это окупаемость оборудования за три-четыре года и получение бесплатной энергии на протяжении всего остального срока эксплуатации! А ведь цены на электричество постоянно растут, и в ближайшем будущем наличие собственной мини-электростанции может стать очень актуальным.

    Во-вторых, сегодня рынок предлагает эффективные модели ветрогенераторов, рассчитанные на низкие скорости ветряных потоков. Основная проблема покупателей заключается именно в том, что они больше смотрят на номинальную мощность генератора, чем на скорость ветра, которая требуется для того, чтобы генератор выдал такую мощность.

    В результате они нередко ошибаются, так как приобретают модель, не соответствующую реальным условиям региона, где данный ветрогенератор будет установлен.

    Выбор ветрогенератора

    При этом учитываются такие параметры, как бесшумность, срок работы без технического обслуживания, гарантийный срок эксплуатации и многое другое. И все параметры отвечают пожеланиям покупателя, причем не только по словам продавца, но и на самом деле. А ветер подводит.

    Итак, чтобы не ошибиться, выбирая ветрогенератор для своих нужд, обращайте внимание на три основных параметра:

    • максимальную потребляемую мощность, которая необходима вашему домовладению;
    • среднемесячное потребление энергии вашим домовладением;
    • среднюю скорость ветра в вашем регионе.

    Полезный совет по выбору ветрогенератора

    Не торопитесь приобретать импортный ветрогенератор. В основном западные модели рассчитаны на более высокую скорость ветра, чем та, что в среднем наблюдается на территории РФ. Они хороши всем, начиная от внешнего вида и заканчивая надежностью. Всем, кроме мощности ветра. В то же время модели отечественные и поставляемые из ближнего зарубежья, например украинские, преимущественно разрабатываются для низких скоростей ветра.

    На рисунке изображен график, демонстрирующий связь между мощностью, выдаваемой ветрогенератором, и скоростью ветра. Он относится к модели WRE.200.Big Starc и фигурирует в документации производителя. То есть производитель отнюдь не скрывает от потребителя характеристики устройства. Он честно указывает: расчетная мощность при ветре 14 м/с —20 кВт, а при 10 м/с —7 кВт/ч; стартовая скорость —3 м/с, а расчетная — 14 м/с.

    Потребитель обманывается сам, не учитывая потоков ветра в своей местности. А ведь 14 м/с — это очень много, практически недостижимый показатель для большей части территории РФ.

    Чтобы не обмануться, достаточно сначала ознакомиться с картой ветроресурсов и только потом выбирать ветрогенератор для дома и дачи. Например, такую, которая вырабатывает номинальную мощность при ветре 3 м/с, причем стартовая скорость составляет всего лишь 0,17 м/с. Подобными характеристиками обладает, в частности, украинский генератор ЩРПМ-DPV(G)200-2.0, а также ряд других устройств различных производителей.

    Применение метода отслеживания точки максимальной мощности в системах преобразования энергии ветра, построенных на вентильном индукторно-реактивном генераторе Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

    НЕТРАДИЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА

    УДК 621.31

    ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ОТСЛЕЖИВАНИЯ ТОЧКИ МАКСИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ В СИСТЕМАХ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ ВЕТРА, ПОСТРОЕННЫХ НА ВЕНТИЛЬНОМ ИНДУКТОРНО-РЕАКТИВНОМ ГЕНЕРАТОРЕ

    В.М. Степанов, А.С. Иванов, И.Ю. Каланчин

    Вентильный индукторно-реактивный электропривод, работающий в режиме двигателя, активно используется в различных областях и производственных процессах. На сегодняшний день этот тип электропривода, работающий в режиме генератора, находит применение в ветроэнергетике, но нелинейные характеристики этих машин препятствуют их широкому распространению. Системы управления, основанные на контроллерах отслеживания точки максимальной мощности, позволяют определять нужные величины тока и напряжения. Совместное применение вентильного индукторно-реактивного генератора и алгоритма отслеживания точки максимальной мощности позволит улучшить энергетические показатели систем, преобразующих энергию ветра, а также снизить затраты на выработку электрической энергии.

    Ключевые слова: вентильный индукторно-реактивный генератор, отслеживание точки максимальной мощности, профиль индукции, система преобразования энергии ветра, ветрогенератор, рабочие углы, Matlab, стратегия управления.

    Одним из основных направлений альтернативной энергетики является ветроэнергетика — это отрасль энергетики, основанная на разработке алгоритмов, средств и методов преобразования энергии ветра в другие виды энергии, например, тепловую или механическую. Кинетическая энергия потока воздушных масс — одна из форм солнечной энергии, так как ветер образуется из-за неравномерности нагрева земных поверхностей. Перепад давлений, образованный разностью плотностей теплых и холодных воздушных масс, вызывает их циркуляцию: тёплый воздух поднимается вверх и его место занимает холодный более плотный и тяжелый воздух. Энергетический потенциал энергии ветра дает возможность вырабатывать ветро-электростанциями электрическую энергию в десятки раз превышающую мировое потребление энергии [1].

    Ветряная электростанция — промышленный объект, предназначенный для выработки электроэнергии посредством преобразования энергии ветра, соединенный с единой сетью и состоящий из одной или нескольких ветроустановок, расположенных друг от друга на определенном расстоянии, комплектных трансформаторных подстанций и центрального пульта управления.

    Несмотря на присущие ветроэнергетике достоинства, присутствует ряд недостатков, таких как: вырабатываемая электроэнергия не регулируемая и непостоянная, высокая себестоимость вырабатываемой энергии, а также генерация сопровождается звуковым, визуальным и электромагнитным воздействием. Высокая себестоимость обусловлена капитальными затратами на производство, транспортировку и установку ветроэнергоуста-новок, помимо этого существует необходимость развития сетевой инфраструктуры, в частности это относится к морским (оффшорным) ветроэлек-тростанциям.

    Основным элементом ветряной электростанции является ветрогене-ратор — комплекс механических и электрических устройств, предназначенных для преобразования кинетической энергии воздушных масс в механическую энергию вращения ротора, которая в свою очередь преобразуется в электрическую энергию. Ветроагрегаты классифицируются на ветрогене-раторы с вертикальной осью вращения и с горизонтальной осью вращения [2].

    В настоящее время применяются несколько различных видов ветро-генераторов. Наиболее распространенные ветряные турбины для работы при низких скоростях основаны на применении машин с постоянными магнитами (permanent magnet machines). Такие генераторы имеют ряд достоинств, таких как высокая эффективность и надежность, отсутствие внешнего возбуждения, а также у этих машин отсутствуют потери проводимости ротора. Помимо генераторов на постоянных магнитах в ветроэнергетике применяются асинхронные генераторы двойного питания (double fed induction generator) и асинхронные генераторы трехфазного тока с короткозамкнутым ротором типа «беличья клетка».

    Последнее время в ветроэнергетике находит применение и относительно новый тип ветрогенератора, основанный на использовании вентильной индукторно-реактивной машины. Вентильная индукторно-реактивная электрическая машина представляет собой электромеханическую систему, состоящую из электромашинной части (двигателя), вентильного коммутатора, датчика положения ротора и системы управления.

    [3]

    Применение вентильного индукторно-реактивного генератора (ВИРГ) (switched reluctance generator) позволит значительно снизить затраты на производство ветрогенераторов. Это обусловлено тем, что такие генераторы не имеют щеточно-коллекторного аппарата, ротор не имеет ни

    200

    обмоток, ни постоянных магнитов и состоит только из набранных листов электротехнической стали. Обмотки возбуждения находятся только на статоре, одноименные фазы расположены диаметрально напротив друг друга и соединены последовательно. Существуют различные конфигурации ВИРГ, они зависят от числа зубцов статора и ротора и могут быть 6/4, где 6 число полюсов статора и 4 ротора, также конфигурация может быть 8/6 и 10/8 [4].

    Внешний вид реактивной ВИРГ 8/6 представлен на рис. Ротор

    —я Обмотки возбуждения

    __Зубцы статора

    Зубцы ротора

    Рис. 1. Вентильный индукторно-реактивный генератор

    конфигурации 8/6

    К основным преимуществам ВИРГ можно отнести простоту конструкции, так как ротор состоит только из шихтованной стали и обмотки фаз расположены только на зубьях статора, отсутствие дорогостоящих редкоземельных металлов в составе конструкции, возможность работы при высоких скоростях и температурах, а также высокую надежность.

    Однако помимо преимуществ такие генераторы имеют ряд серьезных недостатков. Необходима трехфазная или четырехфазная система питания в зависимости от конфигурации электрической машины, обеспечивающая поочередное возбуждение обмоток статора для создания вращающегося электромагнитного поля. К недостаткам также относятся нелинейные характеристики этих машин, высокие пульсации электромагнитного момента и электромагнитного потока.

    Система управления должна отслеживать текущую скорость ветра и рассчитывать максимальную мощность при этой скорости вращения. Со снижением скорости — снижается и мощность, тем самым необходимо снизить нагрузку, а, следовательно, и ток, так как создается риск полного останова электрической машины.

    Принцип действия вентильной индукторно-реактивной машины основан на том, что ферромагнитные тела во внешнем магнитном поле ориентируются так, чтобы пронизывающий их магнитный поток был максимален. То есть при возбуждении фазы статора ближайшие зубцы ротора стремятся принять выровненное положение относительно зубцов статора

    [5].

    Работа вентильной индукторно-реактивной машины в режиме генератора зависит от его стратегии управления, которая заключается в правильном переключении силовых электронных устройств. Необходимо тщательное определение углов возбуждения для обеспечения непрерывной работы генератора, а также для максимизации его эффективности. Следует заметить, что при увеличении тока возбуждения, выходная мощность будет возрастать сопоставимо увеличению скорости. Следовательно, величина выходной мощности будет зависеть как от угловой скорости, так и от напряжения возбуждения.

    Однако из-за нелинейных характеристик вентильных индукторно-реактивных машин сложно определить оптимальную систему управления

    [6]. Основной наиболее эффективный способ заключается в определении оптимальных углов положения зубцов ротора относительно зубцов статора для осуществления возбуждения обмоток, позволяющих снизить пульсации электромагнитного момента и повысить энергоэффективность вентильного индукторно-реактивного генератора. В настоящее время существуют различные комбинации углов возбуждения, способные выдавать максимальные значения выходной мощности.0,5- коэффициент эффективности турбины, учитывающий невозможность работы установки на 100%; R — плотность воздуха, кг/м3. При нормальных условиях принимают равной 1,225 кг/м3; V — скорость потока воздуха, м/с; S=nD2/4 — площадь ветрового потока, м2.

    Как видно из выражения 1, мощность вырабатываемой энергии турбиной в большей степени зависит от скорости ветра, то есть от скорости вращения ротора. Таким образом при использовании ВИРГ в системах преобразования энергии ветра необходимо постоянно контролировать нагрузку, так как слишком большая величина тока возбуждения при низкой скорости вращения ротора приведет к останову генератора и прекратит выработку электрической энергии.

    С изменением скорости ветра как следствие изменяется и вырабатываемая мощность ветрогенератора. Существуют системы, которые различными методами позволяют определить значения тока и напряжения, соответствующие максимальной мощности ветряной турбины при текущей скорости ветра. Такие системы управления основываются на контроллерах отслеживания точки максимальной мощности.

    Исходя из этого необходимо использовать систему управления возбуждением ВИРГ на основе алгоритма отслеживания точки максимальной мощности. Отслеживание точки максимальной мощности (ОТММ) (maximum power point tracking, MPPT) — способ, использующийся для получения максимальной возможной мощности на выходе фотомодулей, ветроэнергетических установок, электродвигателей, работающих в режиме рекуперативного торможения. Для реализации ОТММ используются цифровые устройства, часто интегрированные в преобразователи электрической энергии, которые анализируют вольт-амперную характеристику и применяют такую нагрузку, которая позволит выработать максимальную мощность. Контроллеры, построенные по такому методу, с помощью режимов тренировки в режиме реального времени способны определить и запомнить значения тока и напряжения соответствующих точке максимальной мощности ветрогенератора.

    Существует несколько алгоритмов отслеживания точки максимальной мощности. Для ВИРГ наиболее подходящий алгоритм отслеживания -восхождение к вершине (hill climb search HCS). Этот алгоритм управления постоянно ищет пиковую мощность ветровой турбины. Алгоритм отслеживания вычисляет оптимальную нагрузку, в зависимости от положения рабочей точки и соотношения между изменениями мощности, и скорости, чтобы привести систему в точку максимальной мощности [7].

    Принцип отслеживания точки максимальной мощности на основе алгоритма восхождения к вершине представлен на рис. 3.

    203

    Рис. 3. Принцип отслеживания точки максимальной мощности на основе алгоритма восхождения к вершине

    В случае использования алгоритма ОТММ на основе метода восхождения к вершине для ВИРГ необходимо заметить, что эффективность системы преобразования энергии ветра будет зависеть от рабочих углов. Поэтому выходной величиной ОТММ контроллера будет либо угол возбуждения фаз, либо напряжение возбуждения. Входными величинами контроллера будут являться скорость вращения и ток источника.

    Для создания системы управления необходимо рассмотреть основной принцип работы вентильного индукторно-реактивного генератора. При движении зубцов ротора относительно возбуждаемых фаз статора профиль индукции периодично меняется от максимума к минимуму. При согласованном положении, когда зуб статора совпадает с зубцом ротора электромагнитная индукция принимает максимальное значение, а при рассогласовании зубцов индукция стремится к минимуму [8].

    Зависимость индукции от угла положения ротора представлена на

    рис. 4.

    Рис. 4. Зависимость электромагнитной индукции от угла положения

    ротора ВИРГ

    Как видно из рис. 4, при возбуждении обмоток в рассогласованное положение зубьев создается отрицательный электромагнитный момент, за которым следует генерация электрической энергии в сеть.

    Для возбуждения фаз статора и генерации электрической энергии необходимо наличие преобразователя постоянного тока. Наиболее распространенной схемой полупроводникового преобразователя для ВИРГ является асимметричный полумостовой преобразователь (Asymmetric Half Bridge Converter). Он состоит из двух переключающихся ключей T1, T2 и двух силовых диодов D1, D2 на одну фазу. На рис. 5 представлена схема самовозбуждения ВИРГ с применением асимметричного полумостового преобразователя. Когда ключи закрыты (рис. 5, а), ток нарастает и энергия сохраняется в виде магнитного поля. При открывании ключей (рис. 5, б), направление тока в обмотке остается прежним, но ток начинает протекать через диоды, тем самым возвращая энергию источнику [9].

    t

    7t

    а

    D1 D2 Z\

    1

    б

    1

    D3 ZS i

    t U

    T2

    Рис. 5. Асимметричный полумостовой преобразователь: а — режим возбуждения; б — режим генерации

    На рис. 6 изображен идеализированный профиль электромагнитной индукции, где показаны режимы возбуждения и генерации. Углы включения и отключения определены так, что возбуждение осуществляется при максимальном значении электромагнитной индукции. В момент, когда значение индукции снижается, режим возбуждения заканчивается и начинается режим генерации.

    Рис. 6. Кривая возбуждения и генерации ВИРГ

    Для моделирования алгоритма ОТММ в МайаЬ используется стандартная модель 6\4 из библиотеки 81тиНпк.

    205

    Модель вентильной индукторно-реактивной машины в Matlab состоит из трех основных элементов, таких как модель электрической машины, контроллера и преобразователя. В библиотеке Simulink в разделе Simscape присутствует блок вентильной индукторно-реактивной машины. Этот блок включает в себя наиболее распространённые конфигурации этих электрических машин: трехфазная конфигурация 6/4, четырехфазная 8/6 и пятифазная 10/8.

    Диалоговое окно блока Switched reluctance motor (SRM) позволяет выбрать следующие параметры: тип машины, то есть нужную конфигурацию в зависимости от количества питающих фаз и количества зубьев на статоре и роторе; сопротивление статора — сопротивление обмоток постоянному току на каждой фазе; инерция — необходимое значение момента инерции исследуемой машины; коэффициент трения; начальную скорость и позицию ротора, а также время выборки.

    Помимо этих параметров есть возможность выбора модели машины: универсальная и специальная.

    В специальной модели SRM кривые намагничивания железа машины получены экспериментальным измерением или вычислены методом конечных элементов. Для этого вида модели необходимо наличие файла формата MAT, содержащего значения токов, потокосцепления, а также углов положения ротора. В универсальной модели кривые намагничивания вычисляются в соответствии с указанными значениями индукции в выровненном и не выровненном положениях зуба статора относительно зуба ротора, максимального тока и максимального значения потокосцепления[10].

    Для реализации отслеживания точки максимальной мощности необходимо использовать Matlab функцию. Блок схема алгоритма наблюдения и возмущения отслеживания точки максимальной мощности изображена на рис. 7.

    Рис. 7. Типовая схема алгоритма ОТММ

    206

    ОТММ контроллер, построенный на алгоритме наблюдения и возмущения состоит из блока Matlab функции с четырьмя входами и одним выходом. Первый вход будет включать значения величин ОТММ, такие как начальные значения, верхний и нижний пределы, величина шага увеличения (уменьшения) рабочего цикла преобразователя, блок включения ОТММ и два входа текущих величин тока и напряжения. Основными командами if, else, end описываются правила работы ОТММ контроллера.

    Как было отмечено ранее выходная величина будет контролировать углы включения и отключения возбуждения обмотки статора. Соответственно начальная величина этих углов должна быть задана на входе разрабатываемого контроллера.

    Альтернативная энергетика, в особенности ветроэнергетика, является автономным источником энергии, которая способна решить ряд задач с электроснабжением отдаленных местностей, станций сотовой связи, фонарей освещения, метеостанций и др. Таким образом, необходимы более современные и передовые системы, способные повысить эффективность ветрогенераторов.

    Правильно настроенный контроллер отслеживания точки максимальной мощности — это устройство, которое позволяет получить максимальный потенциал системы преобразования энергии ветра. Применение такого контроллера с вентильным индукторно-реактивным генератором способствует созданию одной из самых эффективных ветроэнергетических установок.

    Список литературы

    1. Гарипов М.Г. Ветроэнергетика // Вестник Казанского технологического университета, 2013. Вып. 2 — 16. С. 64-66.

    2. ГОСТ Р 51237-9S. Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Термины и определения. М., 1996.

    3. A. Arifin, I. Al-Bahadly Switched Reluctance Generator for Variable Speed Wind Energy Applications // Smart Grid and Renewable Energy. 2011. V.2. P. 27-36

    4. R. Krishnan, Switched Reluctance Motor Drives: Modeling, Simulation, Analysis, Design, and Applications // CRC Press, Taylor & Francis Group, Boca Raton, 2001.

    5. Степанов В.М., Авдошин В.С. Анализ основных характеристик вентильно-реактивного электродвигателя, работающего в режиме генератора // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. Тула: Изд-во ТулГУ, 2014. Вып. №S. С. 1S1-1S3.

    6. M. Nassereddine, J. Rizk and M. Nagrial, Study on Excitation Control of Switched Reluctance Generator for Wind Energy Conversion // Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC), Sydney. 200S. P. 1-5.

    207

    7. J. S. Thongam, M. Ouhrouche, MPPT Control Methods in Wind Energy Conversion Systems // University of Quebec at Chicoutimi, Quebec. 2011. P. 339-360.

    8. K. Park, Power Electronic Systems for Switched Reluctance Generator based Wind Farms and DC Networks // Department of Energy Technology, Aalborg University. 2014. P. 13.

    9. A. Arifin, I. Al-Bahadly and S. C. Mukhopadhyay, State of the Art of Switched Reluctance Generator // Energy and Power Engineering. 2012. V. 4. P. 447-458.

    10. H. Le-Huy, P. Brunelle, Design and Implementation of a Switched Reluctance Motor Generic Model for Simulink SimPowerSystems // Electrimacs Conference 2005.

    Степанов Владимир Михайлович, д-р техн. наук, проф., зав. кафедрой, [email protected] tula. ru,Россия, Тула, Тульский государственный университет,

    Иванов Александр Сергеевич, канд. техн. наук, доц., [email protected],gmail.com, Россия, Новокузнецк, Сибирский государственный индустриальный университет,

    Каланчин Илья Юрьевич, асп., [email protected],mail.ru, Россия, Новокузнецк, Сибирский государственный индустриальный университет

    APPLICATION OF MAXIMUM POWER POINT TRACKER METHOD IN WIND ENERGY CONVERSION SYSTEM BASED ON THE SWITCHED RELUCTANCE GENERATOR

    V.M. Stepanov, A.S. Ivanov, I.Y. Kalanchin

    Switched reluctance electric drive functioning in motor mode is actively introduced in different field and production processes. Nowadays this type of electric drive working in generator mode find application in wind energy. However, there are some issues due nonlinear characteristics of these motors type don’t allow widely using them. Control systems based on maximum power point tracking method controllers allow to determine necessary current and voltage values. Joint application of switched reluctance generator and maximum power point tracker will allow improving energy performances of wind energy conversion system and reduce costs of generating energy.

    Key words: switched reluctance generator, maximum power point tracker, inductance profile, wind energy conversion system, wind generator, wind turbine controller, fired angles, Matlab, control strategy.

    Stepanov Vladimir Mikhailovich, doctor of technical sciences, professor, the head of department, [email protected] tula.ru, Russia, Tula, Tula State University,

    Ivanov Alexander Sergeevich, candidate of technical science, docent, [email protected],gmail. com, Russia, Novokuznetsk, Siberian State Industrial University,

    Kalanchin Ilya Yur ‘evich, postgraduate, [email protected],mail.ru, Russia, Novokuznetsk, Siberian State Industrial University

    Сколько электроэнергии производит ветряная турбина?

    Сколько электроэнергии производит ветряная турбина?

     

    Вы можете найти ветряные турбины на склонах холмов, рядом с заводами, над домами и даже в океане. Ветряные турбины являются привлекательным энергетическим ресурсом, потому что они зависят от природы для производства энергии, а стоимость их обслуживания довольно низка, но перед покупкой вам необходимо понять, как рассчитать мощность ветряной турбины.

    Что такое мегаватт или мегаватт-час?

    Производители измеряют номинальную мощность машины и фактическую мощность, которую вы можете ожидать от нее, чтобы определить, сколько электроэнергии производится в мегаваттах (МВт). Один МВт равен миллиону ватт. Если вы рассчитываете мощность за определенный период времени, то она измеряется в мегаватт-часах (МВтч) или киловатт-часах (кВтч). Один кВт эквивалентен тысяче ватт. Если ваша ветряная турбина производит мощность 1 МВт в час, то это равно 1 МВтч произведенной энергии.

    Рейтинг эффективности

    Ветряные турбины должны эффективно улавливать ветер. В идеале ветряные турбины должны преобразовывать 100% проходящего ветра в энергию, но из-за трения в реальном мире это маловероятно. Вы можете рассчитать значение следующим образом: мощность = [(воздушные ветряные турбины имеют рейтинг эффективности только 30–50% мощности) умножить на (охватываемую площадь лопастей) умножить на (куб скорости ветра)] разделить на 2. 

    1. Площадь в квадратных метрах
    2. Плотность воздуха в килограммах на кубический метр
    3. Скорость ветра в метрах в секунду

    От чего зависит мощность, которую может производить ветряная турбина?

    Ветряные турбины зависят от их способности улавливать энергию ветра.После этого турбина преобразует эту энергию в крутящий момент, который вращает генератор. Более крупные турбины, помимо прочих преимуществ, могут улавливать больше энергии ветра.

    Сколько энергии производят ветряные турбины?

    Каждая ветряная турбина имеет разную скорость ветра, но она колеблется от 30 до 55 миль в час. При малых скоростях ветра выработка энергии снижается – если скорость ветра уменьшается хотя бы на 50%, то выработка электроэнергии уменьшается в восемь раз. В результате ветряные турбины работают не на пределе своей мощности, а примерно на 15–30%.

    Например, при коэффициенте мощности 25% турбина мощностью 2 МВт будет производить 2 МВт × 365 дней × 24 часа × 25% = 4 380 МВтч = 4 380 000 кВтч в год.

    Если вы хотите обслуживать свою ветряную турбину, вам следует обратиться в авторитетную службу по обслуживанию ветряных турбин, такую ​​​​как Anemoi Energy Services. В Anemoi мы предлагаем комплексное обслуживание ветряных турбин и услуги ветряных турбин, чтобы помочь вам поддерживать оптимальную работу ваших ветряных турбин каждый день. Свяжитесь с нами сегодня, чтобы получить лучшие решения для ветряных турбин.

    Все новости

    Коэффициент мощности – обзор

    8.4.3.3 Сопротивление и подъемная сила ветряных турбин

    Существуют два различных физических принципа извлечения энергии из ветра с помощью вращающихся преобразователей энергии ветра, которые также могут быть объединены при определенных условиях [7]; эти принципы разделили турбину на два разных типа устройств: подъемную и тормозную.

    В тормозных устройствах ветер давит на поверхности лопастей, заставляя ротор вращаться вокруг своей оси.Некоторыми примерами являются чашечные анемометры, лопасти и лопасти, которые защищены от ветра или движутся параллельно ветру на половине цикла ротора [6].

    Как правило, тормозные устройства не превратились в коммерческие ветряные турбины для производства электроэнергии, поскольку они неэффективны и требуют большого количества материала для лопастей [6,7]. Однако для преобразования энергии ветра по принципу сопротивления мощность, воспринимаемая ветровой поверхностью (S), рассчитывается с помощью силы сопротивления (FD) и скорости (vS), при которой ветровая поверхность движется, как можно наблюдать в следующем уравнении [6,7]:

    (8.30)Pdragdevice=FDvS

    Относительная скорость между скоростью ветра и скоростью обдуваемой ветром поверхности (U-vS) оказывает решающее влияние на сопротивление воздуха. С помощью коэффициента аэродинамического сопротивления (Cd) сила сопротивления определяется уравнением. (8.31). Таким образом, сила сопротивления в значительной степени зависит от квадрата эффективной скорости приближения/конца ротора (U-vS).

    (8.31)FD=12ρaCd(U−vS)2S

    Замена уравнения (8.31) в (8.30) извлекаемая мощность рассчитывается как:

    (8.32)Pdragdevice=12ρaCd(U−vS)2SvS

    А коэффициент мощности будет выражаться как:

    (8.33)CP,drag=Cd(U−vS)2vSU3

    Дифференцирование и обнуление уравнения. (8.33) относительно vS позволяют определить максимальную мощность ветра, извлекаемую с использованием принципа сопротивления. Математические операции показывают, что максимальный силовой коэффициент достигается при движении обдуваемой поверхности со скоростью, равной одной трети скорости ветра (vs=(1/3)U), а при движении ротора со скоростью ветра мощность равна нулю. Для этого соотношения скоростей максимальный коэффициент мощности определяется по [1,6,7]:

    (8.34)CP,dragmax=427Cd=0,1481Cd

    Например, бесконечно большая пластина имеет коэффициент сопротивления 2,01; в этих условиях максимальный коэффициент мощности составил бы около 0,3. Для рабочих лопаток ветродвигателей лобового типа достигаются максимальные коэффициенты сопротивления 1,3, тогда как соответствующий максимальный коэффициент мощности составляет не более 20 % [7].

    В подъемных устройствах лопасти могут двигаться быстрее ветра, имеют более эффективное преобразование энергии за счет аэродинамики и используют меньше материала для изготовления лопастей [1,6].В подъемных устройствах используются аэродинамические поверхности, подобные пропеллерам или крыльям самолетов. Благодаря более высокому КПД подъемные устройства обычно используются для производства электроэнергии [6,7].

    На рис. 8.14 представлен ожидаемый диапазон коэффициентов мощности для хорошо спроектированных ветряных турбин различных конфигураций. TSR или λ, показанный на оси х на рисунке, определяется тангенциальной скоростью лопастей несущего винта по отношению к невозмущенному осевому воздушному потоку, скорости ветра [10]. Таким образом, TSR представляет собой скорость конца лопасти, деленную на скорость ветра [6], и выражается как:

    Рисунок 8.14. Коэффициенты мощности ветродвигателей различных конструкций.

    Из : Э. Хау, Х.В. Renouard, Wind Turbines: Fundamentals, Technologies, Applications, Economics, второе изд., Springer, Berlin, Heidelberg, 2006.

    (8.35)λ=ωRU

    , где ω — скорость вращения ротора, R — радиус ротора, а U — скорость ветра.

    Пример 8.1

    Трехлопастная ветряная турбина диаметром 40 м производит 600 кВт при скорости ветра 14 м/с. Плотность воздуха стандартная 1.225 кг/м 3 .

    1.

    При какой частоте вращения вращается ротор, когда он работает с TSR 4,0?

    2.

    Какова конечная скорость ротора?

    3.

    Если генератор должен вращаться со скоростью 1800 об/мин, какое передаточное число необходимо, чтобы скорость ротора соответствовала скорости генератора?

    4.

    Каков КПД всего ветродвигателя (лопасти, редуктор, генератор) в этих условиях?

    Решение:

    1.

    Используя определение TSR (ур. 8.35)

    об/мин=TSR×60UπD=4×60 с/мин×14 м/с40πм/об=26,7 об/мин =26,7об/мин×π40м/об60с/мин=55,9м/с

    3.

    Если генератор должен вращаться со скоростью 1800 об/мин, то редуктор в гондоле должен увеличить скорость вращения вала ротора в коэффициент :

    Передаточное число=об/мин генератораоб/мин ротора=180026,7=67,4

    4.

    Мощность ветра:

    Pw=12·1.225·π4·402·142=2112кВт

    Общий КПД ВЭУ:

    КПД=CP=600кВт2112кВт=0,284=28,4%

    Измерение производительности ВЭУ

    Введение

    Традиционный метод измерения производительности ветряной турбины в лабораторных условиях в идеальных условиях всегда будет оптимистичным и редко отражает реальное поведение турбины в реальной ситуации. На реальную производительность будут влиять местные ветровые условия, близлежащие препятствия, профили энергопотребления и ряд других факторов.Со временем производительность также будет ухудшаться из-за износа. Важно то, как турбина реагирует и фактически выдает мощность на месте. Без надлежащих данных это может быть очень субъективным и вопросом личного мнения.

    В этих рекомендациях по применению основное внимание уделяется сбору в режиме реального времени данных о мощности, скорости вращения ротора и скорости ветра конкретной ветряной турбины Proven WT2500, которая почти непрерывно работала в течение 6 лет. Информация, полученная в результате этих измерений, может помочь решить, необходимо ли техническое обслуживание.Дальнейшая интерпретация данных может помочь оптимизировать ветряную турбину и оценить, правильно ли она расположена.

    Фон

    На Фолклендских островах около 100 отдаленных домов и ферм не имеют доступа к электросети. В 1996 году Корпорация развития Фолклендских островов запустила программу использования возобновляемых источников энергии, и в настоящее время действует более 60 энергосистем, в которых используются проверенные ветряные турбины

    .

    Модельный ряд Proven был первоначально выбран из-за его прочной конструкции и способности выдерживать устойчивые высокоскоростные ветры, среднегодовой ветер на Фолклендах превышает 8 баллов.5 м/с. Небольшие коммерческие ветряные турбины, работающие с относительно высокой скоростью вращения, обычно имеют короткий срок службы, а те, которые не выходят из строя сразу, подвержены быстрой эрозии лопастей передней кромки, поэтому требуют регулярного ремонта или замены лопастей. Относительно низкая скорость работы Proven рассматривалась как фактор, повышающий его шансы на успех в долгосрочной перспективе. Это было подтверждено тем, что некоторые ветряные турбины Proven находятся в эксплуатации уже 10 лет.

    Детали ротора

    Ветряная турбина Proven с горизонтальной осью направлена ​​вниз по ветру.Ротор состоит из трех полипропиленовых лопастей, каждая из которых имеет по два подпружиненных шарнира в основании лопасти. Этот узел называется петлей Zebedee и состоит из внутренней петли (под углом 90 градусов) и внешней петли (под углом 45 градусов). Два шарнира работают вместе, чтобы эффективно скручивать лезвие в качестве автоматической пассивной системы управления шагом лезвия и мощностью. Система обычно настроена на малый угол атаки для легкого запуска при слабом ветре. Когда турбина ускоряется, центробежная сила заставляет шарниры открываться.Это сплющивает лопасть, увеличивая угол атаки относительно воздушного потока. Центробежная сила и, следовательно, шаг увеличиваются с увеличением скорости вращения ротора. При сильном ветре сила ветра, действующая на лопасти, превосходит натяжение пружины и конусы диска ротора, приводя к остановке лопастей и уменьшению эффективной площади диска ротора и, следовательно, выходной мощности. Увеличение крутящего момента на валу заставит лопасти противодействовать действию центробежной силы, которая будет стремиться закрыть шарниры, уменьшая угол атаки.

    Натяжение пружины настроено на заводе на максимальную рабочую скорость 300 об/мин (5 об/с) при номинальной скорости ветра 12 м/с и выше. Износ креплений пружины и потеря упругости используемых пружин могут привести к остановке и конусовидности, которые начнутся при более низких скоростях ветра, что приведет к снижению максимальной выходной мощности турбины.

    Детали генератора

    Ветряная турбина Proven представляет собой трехфазный генератор переменного тока с постоянными магнитами и состоит из четырехполюсных пар, вращающихся внутри 24 катушек статора.Каждая катушка номинально вырабатывает 30 вольт, и восемь катушек на фазу при изготовлении располагаются последовательно и параллельно для производства ветряных турбин, генерирующих 24, 48, 120 или 240 вольт. Нейтраль недоступна как общая точка на серийных машинах. Номинальная мощность 300 об/мин с генератором с четырьмя парами полюсов дает частоту сети 20 Гц.

    Сведения о сайте

    В случае с ветряной турбиной на ферме в Порт-Луи владелец подозревал, что турбина не работает, и предложил ее для этих испытаний.Порт-Луи является исторической частью Фолклендских островов, и последним человеком, который занимался здесь какой-либо научной работой, был, вероятно, Чарльз Дарвин в 19 веке.

    Выбор подходящих площадок для небольших ветряных турбин обычно ограничивается стоимостью мощного силового кабеля, необходимого для передачи выходной мощности турбины на контроллер заряда и батарею. Большинство турбин расположены в пределах 100 метров от электростанции, которая включает в себя аккумуляторную батарею, дизель-генератор, силовой инвертор и панель управления зарядом ветряной турбины.Расположение турбины всегда является компромиссом и может привести к далеко не идеальным ветрам. Чтобы уменьшить потери мощности постоянного тока в силовых кабелях, большинство турбин на Фолклендах работают при напряжении 48 В (50–60 А), но некоторые работают при 24 В (100–120 А).

    Ветряная турбина Порт-Луи WT2500 была разработана для выработки 2,5 кВт при напряжении 48 вольт при скорости ветра 12 м/с и находится в 110 метрах от электростанции на небольшом возвышении к северо-западу от зданий. Он был расположен таким образом, чтобы относительно не препятствовать преобладающим западным ветрам.Однако, находясь относительно низко над землей на стандартной 6,5-метровой мачте, турбина подвергается большему удару и турбулентности, чем если бы она была установлена ​​выше.

    Стратегия и дизайн

    Чтобы получить достаточно данных для получения значимых результатов, в режиме реального времени должны быть зарегистрированы три детали:

    1. Выходная мощность турбины. (ватт)
    2. Скорость вращения турбины (об/с)
    3. Скорость ветра (м/с)

    Для анализа потребуется прибор для измерения 4 параметров:

    1. Напряжение в системе
    2. Ток системы
    3. Скорость вращения турбины
    4. Скорость ветра
    Интерфейс и программное обеспечение

    На базе 8-канального аналого-цифрового преобразователя АЦП-16 было разработано средство одновременного измерения и записи этой информации в режиме реального времени.ADC-16 может измерять сигналы постоянного тока от –2,5 до +2,5 В постоянного тока. Программное обеспечение PicoLog позволяет выполнять масштабирование внутри программы, так что коэффициенты коррекции, калибровки и преобразования могут автоматически применяться к записям при сборе, чтобы свести к минимуму обработку электронных таблиц. Большая часть обработки данных была выполнена с использованием Microsoft Excel.

    Дополнительная схема

    Для обработки сигнала требовалась дополнительная схема, чтобы можно было измерять скорость ротора турбины и скорость ветра.Новые схемы обработки сигналов были разработаны для максимизации рабочего диапазона интерфейса ADC-16 для повышения точности и прецизионности.

    Измерения скорости вращения турбины и скорости ветра воспринимались как низкочастотные волны переменного тока. Проверенная максимальная скорость вращения турбины 300 об/мин с четырехполюсным генератором переменного тока с постоянными магнитами выдает переменный ток частотой 20 Гц. Точно так же выходная частота анемометра при скорости 20 м/с составляет 25,7 Гц. Для преобразования входящего сигнала переменного тока в постоянное напряжение, которое может быть записано ADC-16, на основе интегральной схемы (ИС) LM 2917 были сконструированы два аналогичных преобразователя частоты в напряжение.Значения компонентов были рассчитаны с использованием таблицы данных производителя, чтобы получить рабочий диапазон 0–25 Гц, который будет преобразован в выходное напряжение 0–2,5 В, чтобы соответствовать входному диапазону ADC-16.

    Подключение испытательного оборудования

    Тестовое оборудование было подключено к панели управления Proven, как показано ниже на рис. 1.

    Рисунок 1: Подключение датчиков

    Канал 1 — системное напряжение

    Делитель потенциала был сконструирован для понижения напряжения 48-вольтовой линии постоянного тока от панели управления Proven до измеримого напряжения.

    Канал 2 — системный ток

    Это было измерено с использованием существующего токового шунта Proven, который был разработан для получения напряжения 50 мВ при токе 60 ампер.

    Рисунок 2: Преобразователь частоты в напряжение
    — измерение скорости вращения ротора

    Рисунок 3: Преобразователь частоты в напряжение
    – Измерение скорости ветра

    Канал 3 — частота вращения турбины

    Это было получено из одной фазы трехфазного входа в выпрямитель ветряной турбины.Было выполнено физическое подключение к одной из фаз линии переменного тока от ветряка в пределах панели управления Proven. Делитель потенциала был разработан для снижения пикового напряжения переменного тока примерно до 1,5–2 вольт постоянного тока. Поскольку это было измерение частоты, напряжение не было критическим. На рис. 2 показан преобразователь частоты в напряжение, который использовался для создания напряжения для ADC-16.

    Канал 4 — скорость ветра

    В качестве датчика использовалась головка анемометра NRG #40, стандартная промышленная единица.Он был установлен на высоте ступицы около 5 метров вдоль ветряной турбины перпендикулярно оси ветра. В NRG #40 используется небольшой генератор с постоянными магнитами для выработки сигнала переменного тока с частотой, пропорциональной скорости ветра. Выходной сигнал переменного тока анемометра был преобразован в напряжение с помощью преобразователя частоты в напряжение (рис. 3).

    Условия измерения

    В идеале испытания должны проводиться на ветровой турбине, приводящей в движение нагрузку с постоянным импедансом. Однако такой возможности не было, так как энергосистема работала на полную мощность, обеспечивая реальную нагрузку хозяйственным постройкам и жилым домам.Во время испытаний дизель-генератор работал, питая и заряжая аккумулятор. Это помогло стабилизировать шину постоянного напряжения 48 В и свести к минимуму влияние переходных процессов на нагрузку, которые могут изменить импеданс нагрузки и повлиять на показания при работе только от батареи и ветра. Во время испытаний система контроля загрузки самосвала Proven была деактивирована.

    Все основные замеры проводились в один день, когда скорость ветра неуклонно снижалась с 13 до 6 м/с. Программное обеспечение PicoLog допускало некоторую свободу в интервалах записи, но обычно показания всех четырех параметров снимались каждую секунду и записывались блоками по 500 секунд.Поскольку анемометр был закреплен на легкой переносной телескопической мачте, можно было изменить положение анемометра, чтобы сохранить относительное положение при изменении ветра.

    Обработка данных

    Первичные данные были объединены в бины и усреднены по разным временным блокам в диапазоне от 5 секунд до 1 минуты. Это должно было учитывать задержки в реакции турбины из-за разницы в инерции между ней и анемометром. После изучения набор данных с использованием 30-секундных блоков был выбран как наилучший вариант для дальнейшей обработки.

    Рисунок 4: Обзор всего теста

    График зависимости мощности от ветра был построен на рис. 5, а опубликованная кривая мощности Proven WT2500 наложена для сравнения. Это показывает зависимость мощности от скорости ветра для всего цикла после того, как данные были усреднены и объединены в 30-секундные блоки.

    Рисунок 5: Зарегистрированная мощность и скорость ветра

    На рис. 6 сравниваются скорость ветра и скорость вращения ротора за один и тот же период времени. На обоих графиках четко видно, что при скорости ветра выше 10 м/с наблюдается сильное перерегулирование, которое не позволяет ветряной турбине достичь своего максимального потенциала мощности, и она никогда не достигает номинальной скорости 5 об/с (300 об/мин).

    Рисунок 6: Скорость ротора и скорость ветра

    При скорости выше 10 м/с, когда регулирование мощности приводило к конусообразным лопастям, ранние записанные данные были ошибочными, и использование этих цифр могло бы исказить дальнейшую обработку данных. Точка отсечки была установлена ​​на 3500 секунд, и показания, снятые до этой точки, не использовались для подробных расчетов. Поскольку скорость ветра в течение дня не опускалась ниже 6 м/с, а регулирование включалось на уровне 10 м/с, окончательные результаты основывались на узком диапазоне скоростей ротора между 3.1 и 4,4 об/с

    Универсальным стандартом для оценки производительности ветряной турбины является график зависимости коэффициента мощности от кривой производительности отношения скорости вращения наконечника. Эта кривая показывает, насколько эффективно турбина преобразует энергию ветра в электричество. Для построения этой кривой использовались различные методы. Результаты показаны на рисунке 7 ниже.

    Рис. 7. Коэффициенты мощности в зависимости от отношения скорости наконечника

    Полевые наблюдения

    Ветряная турбина Proven WT 2500 прочно спроектирована, чтобы выдерживать тяжелые условия в турбулентных зонах на относительно короткой мачте, которая расположена намного ближе к земле, чем другие конструкции.В результате он будет сталкиваться с порывами и быстрыми, но небольшими изменениями направления ветра, которые заставят его постоянно ускоряться, замедляться и заметно колебаться вокруг оси рыскания. Редко он движется с постоянной скоростью, направляясь прямо против ветра.

    В ходе испытаний было отмечено, что анемометр очень быстро реагировал на изменение ветра и не зависел от направления. С другой стороны, гораздо большая инерция ветряной турбины вызовет задержку отклика как при вращении, так и при рыскании.Механизмы пассивного управления лопастями по своей природе также будут немного отставать от изменений ветра. Угол наклона лопасти из-за действия шарнира Zebedee, скорости вращения и направления рыскания означает, что ветряная турбина редко будет мгновенно соответствовать теоретическим значениям максимальной выработки мощности в реальных условиях эксплуатации. Это резко контрастирует с испытаниями в аэродинамической трубе, когда рыскание и поперечный ветер не являются проблемой, и у турбины есть время, чтобы успокоиться между изменениями нагрузки или скорости ветра, чтобы представить стабильный набор показаний, отражающих ее оптимальные характеристики.

    Работа при сильном ветре

    До испытаний считалось, что ветряная турбина работала неэффективно, и эти испытания подтвердили ее правильность. Скорость ветра, превышающая 10 м/с, приводила к нестабильной выходной мощности турбины, что значительно ниже номинальных значений.

    Выводы

    Как показано на рис. 7, диапазон скоростей от 3,5 до 4,0 об/с дает более высокий коэффициент мощности при более высоком передаточном числе скорости наконечника, чем другие диапазоны скоростей. Принимая во внимание, что эти испытания проводились на ветряной турбине, которая работала ниже номинала, результаты, по-видимому, указывают на то, что она работает более эффективно в среднем диапазоне скоростей 3.от 5 до 4,0 об/с.


    Детали этой заявки были любезно предоставлены Тимом Коттером из Корпорации развития Фолклендских островов, Стэнли, Фолклендские острова.

    Малый ветер — Расчет производства энергии

    Расчет производства энергии

    Это открытие страницы:

    Оценка производства энергии сложна по двум причинам:

    1. Наилучшие расчеты выработки энергии основаны на точной оценке ветровых ресурсов.К сожалению, общедоступные данные обычно используются, чтобы сделать «наилучшее предположение» о ветровом ресурсе. Это приводит к значительным ошибкам и вариативности в расчетах энергии.

    2. Отсутствуют отраслевые стандарты. В 2010 году Совет по сертификации малых ветряных электростанций (SWCC) начал испытания турбин в соответствии с новыми установленными стандартами. Это ценный шаг. Производители добровольно тестируют свои турбины, но, поскольку это добровольно, тестируются не все турбины. Также потребуется время, чтобы провести достаточное количество тестов, чтобы провести хорошее сравнение турбин.Сегодня производители могут определять многие термины и устанавливать свои собственные стандарты. Это затрудняет домовладельцам сравнение информации от турбины к турбине.

    Термины «мощность» и «энергия» часто используются как синонимы при описании выработки электроэнергии небольшой ветряной турбиной, но это разные понятия. Мощность обычно относится к мгновенной выработке, тогда как энергия относится к выработке электроэнергии с течением времени, например, киловатт-час. Часто производители предоставляют оценки выходной мощности.Тем не менее, именно энергия имеет ценность для владельца и компенсируется в связи с покупками у коммунальной компании. Выход энергии зависит от нескольких переменных, но в основном сводится к переменным формулы энергии, обсуждавшейся на шаге 1:

    .
    • Скорость ветра. Турбины с лучшими скоростями ветра устанавливаются в ветреных местах на высоких башнях без препятствий
    • Охватываемая площадь — роторы большего диаметра захватывают больше ветра и производят больше энергии
    • Плотность воздуха — эту переменную нельзя контролировать, но следует учитывать, что на больших высотах сила ветра меньше, чем на уровне моря
    • Время. Чем больше работает турбина, тем больше энергии она производит.

    Получить точные оценки производства энергии может быть сложно, но вот несколько советов, которые помогут оценить размер системы и производство энергии, не полагаясь на условия, определенные производителем.

    Методы определения размера системы

    Чтобы получить приблизительную оценку размера турбины, необходимого для удовлетворения ваших потребностей в электроэнергии:

    • Общее годовое потребление в киловатт-часах
    • Расчет средней нагрузки (годовое потребление /8760 часов в год)
    • Разделите нагрузку на 0.1 – 0,2

    Это даст вам приблизительную оценку размера турбины для вашего применения.

    Проблемы с расчетом

    Простой расчет проблематичен по двум важным причинам. Во-первых, это очень грубая оценка размера системы, и хотя она дает общее представление, она ни в коем случае не является точной. Вам нужно будет работать с квалифицированным установщиком, чтобы лучше оценить размер системы. Однако большая проблема с этим расчетом заключается в том, что он дает результат в номинальной мощности (определяется ниже).Номинальная мощность не определяется последовательно в промышленности. Это несоответствие делает его плохой мерой сравнения. Хотя эта быстрая математика может помочь вам получить общий «диапазон» размера системы, помните, что ее точность ограничена.

    Другой метод

    Потребители смогут легче определять размеры и сравнивать турбины, поскольку в данные испытаний SWCC добавляются дополнительные турбины. Между тем, однако, существует несколько опубликованных источников, в которых приводится сравнение турбин. Одним из источников является Home Power Magazine , в котором ежегодно публикуется руководство по покупке ветряных турбин.Ниже приведен пример информации из этого руководства, которая может помочь вам лучше понять размер вашей системы. В этом руководстве представлены дополнительные сведения, в том числе обзорная информация о каждой турбине, которая может оказаться полезной при сравнении машин.

    Согласно таблице, потребитель с потреблением электроэнергии примерно 10 000 кВтч в год и расчетной скоростью ветра (на высоте ступицы турбины) 10 миль в час сможет компенсировать большую часть своего потребления с помощью этой турбины.Обратите внимание на площадь охвата (иногда указывается как диаметр ротора). Уравнение мощности напоминает нам, что площадь охвата является одним из ключевых факторов, определяющих выходную мощность. Таким образом, вы можете использовать информацию в этом руководстве как указание на вероятные результаты в данной области охвата. Если вы рассматриваете турбину, не указанную в этом руководстве, вы можете сравнить рабочую площадь турбины, которую вы рассматриваете, и расчетную выходную мощность, указанную производителем. Вы можете обнаружить некоторые небольшие различия в выходных данных между системами с одной и той же охватываемой площадью, но если прогнозы выходных данных значительно различаются, вы можете задать дополнительные вопросы относительно того, как были получены расчеты выходных данных.

    Этот метод также не идеален, поскольку предполагает, что вы точно измерили свой ветровой ресурс. Согласно таблице, изменение скорости ветра на одну милю в час изменит выходную мощность на 20–40 процентов. Квалифицированный установщик сможет помочь вам точно оценить скорость ветра и более точно определить подходящую систему и размер системы для вашей ситуации.

    Многие домовладельцы задаются вопросом, лучше ли выбрать меньшую систему, которая компенсирует часть их потребления (что означало бы менее дорогую ветровую систему), или лучше приобрести более крупную систему, которая обеспечивает почти все их текущие расходы. энергетические потребности.Вот несколько соображений:

    • При слабом ветре достигается эффект масштаба. Другими словами, 10-киловаттная система не в десять раз дороже однокиловаттной. Как будет показано в Шаге 6: Экономические соображения и стимулы, вы можете использовать онлайн-калькуляторы, чтобы обнаружить различия в выпуске и экономической отдаче для различных размеров систем.
    • Большинство установщиков рекомендуют оптимизировать размер системы в соответствии с вашим потреблением и постараться компенсировать большую часть ваших потребностей в энергии.Вы можете учитывать сезонность вашего спроса или любые изменения в большей энергоэффективности по мере того, как вы выбираете размер вашей системы.
    • В большинстве штатов приобретение системы, превышающей ваши потребности, не имеет финансового смысла. В некоторых штатах (например, в Монтане) избыточная генерация передается коммунальным предприятиям. В других странах (например, в Вайоминге) избыточная энергия может быть приобретена, но обычно она покупается по «оптовым» ценам или по сниженным затратам (не по более высоким розничным тарифам на электроэнергию), поэтому доходов обычно недостаточно, чтобы оправдать дополнительные инвестиции в электроэнергию. более крупная система.

    Общий диаметр ротора — хороший способ сравнить оборудование. Не обязательно предполагать, что общая стоимость фута подметаемой площади является лучшим показателем стоимости ветряной турбины. Стоимость за фут подметаемой площади будет в пользу легкого оборудования, которое может быть не таким прочным, как более тяжелое оборудование. Лучшей мерой надежности является вес верхней части башни на охватываемую площадь. Как правило, больший вес верхней части башни указывает на более прочную турбину. Вес верхней части башни обычно указывается в информации от производителя.

    При расчете вашей ветряной системы помните, что ветряная турбина потеряет часть вырабатываемой энергии. Сумма потерь зависит от системы. Общие потери от восьми до 15 процентов следует принимать для таких факторов, как доступность, рыскание, обледенение, электрические инверторы, потери в линии и другие факторы. Производство энергии также будет меняться из-за изменений скорости ветра. По данным Национальной лаборатории возобновляемых источников энергии (NREL), годовая скорость ветра может варьироваться от средней на плюс-минус 10–15 процентов, а годовое производство энергии может варьироваться на целых 30 процентов.

    Общие условия

    Информация от производителей редко представлена ​​в одном формате. Один и тот же производитель может использовать разные допущения для разных турбин. Информация также различается между производителями. Это означает, что вы должны исследовать как то, что говорят о турбине, так и предположения, лежащие в основе данных. Понимание некоторых общих терминов может помочь вам просмотреть эту информацию.

    Годовая выработка энергии

    В идеале расчет годовой выработки энергии должен определять размер вашей системы и выработку электроэнергии.Однако этот метод не рекомендуется, поскольку:

    • Без отраслевых стандартов вам трудно понять, какие допущения были сделаны производителем при расчете.
    • Расчет предполагает, что ветровой ресурс был оценен правильно.

    Если ваш установщик предоставляет расчеты годовой выработки энергии, имейте в виду, что большинство производителей используют в своих расчетах среднюю скорость ветра в диапазоне от 8 до 14 миль в час. Ветровой ресурс при расчете должен соответствовать скорости ветра на вашем участке.Некоторые эксперты рекомендуют умножать расчет годовой выработки энергии производителя на 75 процентов, чтобы скорректировать возможные завышения фактической выработки энергии.

    Кривые мощности

    Многие производители показывают кривые мощности. Кривые мощности можно использовать для оценки годового производства энергии с использованием «Метода бинов». Метод бинов берет производство электроэнергии при каждой скорости ветра и умножает его на количество часов в году, когда ветер дует при этой скорости ветра; в результате получается «бункер» энергии для каждой скорости ветра.Общий выход энергии рассчитывается путем сложения производства энергии во всех бункерах.

    Кривые мощности

    могут быть сложными в использовании и понимании. Это помогает узнать, как была создана кривая мощности. Некоторые производители используют многолетние полевые данные для построения своих кривых мощности. Другим не хватает этих данных, и они создают кривую мощности на основе компьютерных моделей. Всегда запрашивайте кривую мощности, основанную на фактических измерениях. Если производитель указывает, что у него нет измеренной кривой мощности, это означает, что у него нет полностью протестированной турбины.

     

    Скорости включения и выключения

    Скорость включения — это скорость ветра, когда генератор начинает вырабатывать энергию, обычно около восьми миль в час. Скорость ветра ниже семи миль в час практически не дает полезной мощности; возможно, достаточно, чтобы ротор вращался, но не более того. Все турбины должны контролировать свою выходную мощность при сильном ветре, уменьшая воздействие ветра на ротор (например, из-за ветра или наклона лопастей). Скорость отключения — это скорость ветра, при которой турбина отключается, чтобы защитить себя от очень сильного ветра (например,грамм. 50 миль в час). Многие небольшие ветряные турбины не имеют фактической предельной скорости ветра. Некоторые из них будут продолжать производить энергию в условиях сильного ветра. Изучив приведенный выше график кривой мощности, скорость включения турбины составляет около девяти миль в час, а между 25 и 30 милями в час она начинает ограничивать выходную мощность. На скорости 35 миль в час он защищает себя от чрезвычайно сильных ветров и производит очень ограниченную мощность. Понимание как ветрового ресурса на вашем участке, так и скорости включения и выключения турбины полезно для выбора лучшей турбины для вашего местоположения.

    Номинальная скорость ветра

    Номинальная скорость ветра — это скорость ветра, при которой генератор достигает своей номинальной мощности. Чтобы понять это, вернемся к функции уравнения мощности. Поскольку скорость ветра является кубической функцией, удвоение скорости ветра приводит к увеличению мощности в восемь раз. Обратное также верно. Если сократить вдвое, получается одна восьмая объема производства энергии.

    Другие термины, с которыми вы можете столкнуться

    Размер генератора

    Некоторые производители выбирают размер ветряной турбины по размеру генератора.Турбина с пятикиловаттным генератором будет называться пятикиловаттным ветряком. Это не точная мера выходной энергии. Пол Гайп, отраслевой эксперт по слабому ветру, говорит: «Следуя этой логике, вы можете поставить шестифутовую доску на конец 25-киловаттного генератора и назвать его ветряной турбиной мощностью 25 киловатт». Производство энергии ветра зависит от скорости ветра, омываемой площади, плотности воздуха и эффективной технологии лопастей. Из-за изменчивости скорости ветра, плотности воздуха и технологии лопастей генератор не будет работать на полную мощность 100 процентов времени и, таким образом, не является точным показателем выходной энергии.

    Пиковая мощность

    Пиковая производительность — это термин, используемый в маркетинговых материалах, но во многих ситуациях он не очень полезен. Производитель устанавливает определение. Пиковая мощность может быть полезна при определении электрического соединения (т. е. при выборе автоматических выключателей). Однако, поскольку это может относиться или не относиться к максимальной мощности турбины, это плохой метод определения выходной мощности.

    Максимальная расчетная скорость ветра

    Этот термин относится к максимальной силе ветра, которую турбина может выдержать без повреждений.Информация не очень полезна, потому что трудно понять, верна ли информация и какие стандарты использовались для установления этой цифры. Кроме того, при «максимальном» ветре в воздухе может находиться мусор (палки, листья, полиэтиленовые пакеты и т. д.), который может повредить турбину задолго до того, как сила ветра нанесет ущерб.

    Номинальная выходная мощность или номинальная мощность

    Номинальная мощность — это выходная мощность при определенной скорости ветра. Проблема с номинальной мощностью в том, что она определяется производителем.Этот термин пришел из солнечной фотоэлектрической промышленности, где панели тестируются на выходную мощность при фиксированной интенсивности света и фиксированной температуре. Эти стандарты для ветра были определены совсем недавно, они еще не утвердились на рынке. Номинальная выходная мощность — плохой метод расчета выходной энергии, поскольку стандартного определения нет.

    Помните, что наиболее последовательным средством сравнения ветряных турбин является общий диаметр ротора или омываемая площадь.

    Ссылки

    Гипе, П.(2006, 23 января). Номиналы генераторов и коэффициенты мощности . Получено в декабре 2010 г. с
    Wind-Works.org: http://www.wind-works.org/articles/generatorratingandcapacityfactors.html

    .

    Дж. Ф. Манвелл, Дж. М. (2010). Объяснение энергии ветра . Западный Сассекс: John Wiley and Sons, Ltd.

    NREL, Ребекка Медоуз. (2009, 7 декабря). Основы малых ветряных турбин для ферм/жилых помещений . Презентация. Грейт-Фолс, Монтана: NREL.

    Сагрильо, М.(2002 г., август и сентябрь). Яблоки и апельсины 2002: Выбор домашнего ветрогенератора . Журнал Home Power, стр. 50–66.

    Сагрильо, М. (2010). Renewwisconsin.org . Получено в марте 2011 г. из Back to the Basics 6: Estimating Annual Energy Output: http://www.renewwisconsin.org/wind/Toolbox-Homeowners/Back%20to%20the%20Basics%206-Estimating%20Annual%20Energy%20Output. пдф

    Вуфенден, И. (2008 г., октябрь и ноябрь). Журнал «Домашняя сила». Получено в декабре 2010 г. с сайта Wind Power Curves: What’s Wrong, What’s Better?: http://homepower.com/article/?file=HP127_pg92_Woofenden

    Как работают ветряные турбины?

    В наши дни идея бесплатного, возобновляемого, экологически чистого источника энергии для вашего дома, хижины, лодки или дома на колесах кажется все более и более привлекательной. Кому не нужен способ сократить счета за электроэнергию или остаться в сети, когда обычные источники питания недоступны? В то время как солнечная энергия может быть самым известным способом сделать это, энергия ветряных турбин также является ценным и иногда недооцененным способом производства собственного электричества.

    Но как именно работает ветряк? Мы разбираем эту простую, но важную технологию и то, что она означает для вас.

    Что такое энергия ветра?

    Вы чувствуете это каждый раз, когда наслаждаетесь летним бризом или прячетесь от ледяного зимнего ветра – у ветра есть энергия! Существует естественная кинетическая энергия, возникающая, когда перепады давления заставляют воздух перемещаться из одного места в другое.

    Эти перепады давления создаются погодными условиями, управляемыми солнцем.Таким образом, в некотором смысле энергия, которую вы можете получить от ветряной турбины, на самом деле является солнечной энергией, всего несколькими ступенями ниже по цепочке.

    Различные ветряные мельницы и ветряные турбины могут улавливать энергию ветра. На протяжении многих лет ветер использовался для привода механических устройств, таких как водяные насосы и зерновые мельницы. Сегодня большинство этих устройств преобразуют энергию ветра в электричество, которое мы используем так же, как и любой другой вид электроэнергии.

    Как работают ветряные турбины?

    Ветряные турбины полагаются на несколько важных компонентов, чтобы превратить ветер в электроэнергию от ваших электрических розеток.В зависимости от типа и размера турбины некоторые компоненты могут существовать или отсутствовать.

    Вот посмотрите на них.

    Лезвия

    Все ветряные турбины, большие и малые, имеют лопасти. Лопасти ветряной турбины ловят ветер, создавая движение, которое преобразует его в электричество. Чаще всего они выглядят как лопасти пропеллера с модифицированными аэродинамическими поверхностями для максимальной эффективности. Размер, форма и количество лопастей играют важную роль в мощности ветряной турбины.

    Блейды подключены к концентратору . В более крупных турбинах ступица может изменять шаг лопастей, чтобы они захватывали больше или меньше воздуха. Когда вы видите остановившуюся турбину, даже в ветреную погоду, это происходит из-за того, что ступица сплющивает лопасти, чтобы они не ловили ветер.

    Коробка передач

    В крупных сетевых турбинах ступица соединена с низкоскоростным валом , который входит в редуктор. Коробка передач может ускорить вращение лопастей ветряной турбины так же, как трансмиссия в вашем автомобиле.Это оборудование улавливает начальное вращение и ускоряет его, обрабатывая шестерни. Затем это более быстрое вращение подается на генератор.

    Многие генераторы должны вращаться с правильной скоростью, чтобы производить энергию, и коробка передач предназначена для того, чтобы генератор вращался с нужной скоростью.

    Помимо изменения скорости, большие ветряные турбины также имеют тормоза , встроенные в коробку передач. Они используются так же, как и в вашем автомобиле, чтобы замедлить работу турбины. Их можно использовать, чтобы заставить его соответствовать необходимой скорости или полностью остановить турбину.Если что-то пойдет не так, необходимо остановить или замедлить работу турбины.

    Генератор

    Действие происходит в генераторе! Он получает энергию вращения от лопастей, вращая генератор и производя электричество. Размер и тип генератора значительно варьируются от небольших генераторов постоянного тока мощностью в сто ватт до синхронных сетевых генераторов переменного тока мощностью в миллионы ватт.

    Духовые инструменты

    На крупных турбинах все они имеют датчики ветра, которые передают информацию о скорости и направлении ветра в компьютер турбины.Затем эта информация используется для направления турбины по ветру и управления ее скоростью.

    Привод рыскания или флюгер

    В большинстве крупных ветряных турбин они направляются против ветра с помощью набора двигателей. Эти двигатели называются приводом рыскания и вращают всю верхнюю часть турбины.

    В небольших турбинах нет привода рыскания, вместо него используется флюгер. Это механическое средство, подобное хвосту самолета, позволяющее вращать турбину и удерживать ее направленной против ветра.

    Инвертор

    Некоторые крупные ветряные турбины, работающие в масштабе сети, могут напрямую согласовывать свой генератор с потребностями сети в электроэнергии, но в большинстве случаев это не так.

    Большинство ветряных турбин создают различные схемы напряжения и тока, которые не соответствуют потребностям энергосистемы. В этих турбинах важно электронным образом преобразовывать мощность в соответствии с потребностями сети. Это работа инвертора.

    Факторы, определяющие производство электроэнергии ветряными турбинами

    Так сколько же энергии может выработать ваш ветряк? Ответ на этот вопрос будет зависеть от нескольких ключевых факторов.

    Скорость ветра

    Скорость ветра будет основным фактором, определяющим, сколько энергии будут генерировать ваши турбины. Это самое очевидное, но и самое важное.

    Крайне важно, чтобы скорость ветра была такой же или большей, чем скорость включения, самая низкая скорость, при которой турбина будет генерировать энергию. Обычно это 6-9 миль в час для многих турбин.

    Чем быстрее ваша скорость ветра выше этого числа, тем больше энергии вы будете генерировать, вплоть до скорости отключения.Это скорость ветра, при которой ваш ветряк или турбина больше не будут генерировать дополнительную энергию или даже отключаться, чтобы защитить себя от повреждений.

    Скорость ветра и омываемая площадь являются двумя основными факторами, влияющими на то, сколько электроэнергии может генерировать турбина.

    Очищенная площадь

    Это понятие относится к общей площади, которую покрывают лопасти ветряной мельницы при вращении. Чем больше эта круглая площадь, тем больше потенциал вашей ветряной турбины для выработки электроэнергии. Вы можете найти это, используя формулу площади круга.Охватываемая площадь является важным числом, которое необходимо знать при расчете общей выходной мощности.

    Плотность воздуха

    Возможно, это не самый очевидный аспект ветроэнергетики, но он интуитивно понятен, если подумать. Более тяжелый и плотный воздух, движущийся над лопастями, естественным образом производит больше энергии благодаря своему дополнительному весу. С другой стороны, разреженный воздух на больших высотах просто не может так сильно давить на лопасти ветряной турбины даже при той же скорости ветра.

    Местоположение

    Местоположение повлияет на несколько ранее обсуждавшихся аспектов, от скорости ветра до плотности воздуха.Наземные ветряные мельницы будут работать иначе, чем морские, поскольку каждая из них будет сталкиваться с разными режимами и графиками ветра.

    Помимо этих более широких проблем с местоположением, вы также должны убедиться, что ваши ветряные мельницы не блокируются никакими естественными или искусственными препятствиями, такими как холмы, леса или здания. Некоторые пользователи могут даже выбрать распределенные ветровые системы, которые объединяют мощность нескольких меньших ветряных турбин для увеличения общей мощности.

    Какие существуют типы ветряных турбин?

    Все ветряки разные! Различные стили и типы могут работать по-разному для совершенно разных приложений.

    Горизонтальная ось

    Ветряные турбины с горизонтальной осью — это то, о чем думает большинство людей, когда думают о ветряной мельнице. Этот стиль включает в себя все, от массивных турбин ветряных электростанций до небольших личных механических ветряных мельниц.

    Подумайте о пропеллере самолета, обычно с тремя лопастями, прикрепленными в центре. Эти лопасти вращаются в плоскости, перпендикулярной земле, ловя ветер своими краями.

    Вертикальная ось

    Ветряные турбины с вертикальной осью выглядят как гигантские взбивалки для яиц, а энергию обеспечивает ветер! Эти менее распространенные ветряные турбины используют те же принципы, чтобы ловить ветер на краях своих лопастей и преобразовывать его в электричество.Они менее распространены, поскольку обычно менее эффективны для своего размера, чем варианты с горизонтальной осью.

    Преимущество горизонтальных ветряных турбин в том, что они ловят ветер с любого направления и их не нужно направлять против ветра.

    Ветряная турбина с вертикальной осью

    Коммерческая/промышленная

    Промышленные ветряные турбины являются самыми тяжелыми. Это огромные ветряные мельницы, которые вы увидите на коммерческих ветряных электростанциях, раскинувшихся на больших полях или, иногда, в открытом море. Они предназначены для производства как можно большего количества энергии для коммунальных предприятий или других крупных частных потребителей электроэнергии.

    Эти турбины производят от тысяч до более 2 миллионов ватт каждая!

    Жилой

    Бытовые ветряные турбины относятся к растущему числу ветряных мельниц, доступных для индивидуального использования в домашних условиях. Это типы, которые вы будете использовать для своего дома, лодки или RV. Они намного дешевле и меньше, чем коммерческие или промышленные ветряные турбины, что делает их более практичным выбором для личного использования.

    Мощность этих ветряных турбин варьируется от нескольких сотен до нескольких тысяч ватт.Большинство из них производят мощность постоянного тока, которая преобразуется в энергию для хранения в батареях.

    ветряная турбина жилого типа

    Сколько электроэнергии может произвести ветряная турбина?

    Этот ответ будет сильно зависеть от стиля и типа обсуждаемой турбины. Согласно данным федерального правительства, средняя коммерческая или промышленная турбина вырабатывает 402 000 киловатт-часов в месяц или около 14 000 киловатт-часов в день. Этого достаточно для питания более 450 домов в день!

    Умножьте это число на количество ветряных турбин на средней ветряной электростанции и количество ветряных электростанций в Соединенных Штатах, и вы увидите, какое значительное влияние энергия ветра может оказать на нашу электрическую систему.

    Однако вас может больше волновать вопрос о том, сколько энергии вы можете получить от ветряной электростанции, установленной дома. Как и следовало ожидать, он гораздо скромнее, но все же может быть значительным.

    Домашние ветряные турбины, как правило, имеют мощность от 400 Вт до 20 киловатт в час, причем большинство из них предлагают киловатты от низких до средних однозначных цифр. Имейте в виду, что это мощность при оптимальных скоростях ветра и условиях, поэтому вам также необходимо учитывать любое ожидаемое время простоя.

    Во многих случаях жилые районы менее идеальны для ветряных турбин из-за местоположения и препятствий. Из-за этого получить точную оценку производства ветра может быть сложно. Гораздо проще выяснить, сколько солнечной энергии вам нужно.

    Как быстро вращаются ветряные турбины?

    Ответ, скорее всего, быстрее, чем вы думаете! Некоторые ветряные турбины могут вращаться со скоростью 70 миль в час даже при слабом ветре. Они могут развить более чем вдвое большую скорость, прежде чем вступят в силу меры безопасности.

    При рассмотрении скорости кончиков лезвий помните, что скорость увеличивается по мере увеличения длины лезвий. Более высокие скорости наконечника также имеют тенденцию создавать больше шума.

    Если лопасти ветряной турбины начнут вращаться слишком быстро, они достигнут скорости отключения турбины. Это максимальная скорость, при которой турбина может безопасно работать, выше которой она выключится, чтобы предотвратить повреждение. Хотя лопасти могут продолжать вращаться, они больше не будут управлять генератором.

    Преимущества ветряных турбин

    Если вы живете в ветреной местности, ветряные турбины могут стать вашим билетом к бесплатному источнику возобновляемой экологически чистой энергии.Каждый бит энергии ископаемого топлива, который вы замените энергией ветра, поможет сократить выбросы и защитить окружающую среду. Днем или ночью ветряные турбины также могут продолжать производить энергию для вашего немедленного использования или хранить ее в батареях на потом.

    Более того, они обеспечивают доступ к электроснабжению в ситуациях, когда другие коммунальные услуги могут быть недоступны или отключены из-за погодных условий или других проблем. Это делает их подходящим выбором для автономных или очень сельских условий.

    Есть ли недостатки у ветряных турбин?

    У ветра есть несколько недостатков, особенно по сравнению с некоторыми другими вариантами возобновляемой энергии.В то время как солнечные панели не могут производить энергию ночью, ветряные турбины могут не производить энергию в течение всего дня, если ветер не достигает необходимой скорости включения. Это делает их менее привлекательным выбором для районов с низкой скоростью или непостоянным ветром.

    Ветряные турбины также обычно требуют большего обслуживания и ремонта, чем солнечные, из-за большего количества движущихся и механических частей.

    Многие жилые районы находят неприятными вид и звуки ветряных турбин.Это затрудняет крупномасштабные строительные проекты в потенциальных местах ветроэнергетики.

    Наконец, ветер — непостоянный источник энергии. Иногда у вас будет слишком много ветра, а иногда недостаточно. Ветряная генерация хорошо сочетается с решениями для хранения энергии и батареями, чтобы сбалансировать эти взлеты и падения с течением времени.

    Аккумуляторная технология продолжает развиваться, предлагая еще более экономичные и надежные решения для непрерывной подачи энергии в ветроэнергетические системы.

    Вот как работают ветряные турбины!

    В некотором смысле энергия ветра может показаться магией. Он улавливает силу бесплатного, невидимого, бесконечно возобновляемого ресурса и преобразует его в энергию для вашего света, тепла и других удобств.

    Но теперь, когда вы понимаете, как работают ветряные турбины, вы понимаете, что это не волшебство, а просто новое применение старых принципов. Имейте это в виду, когда будете обдумывать собственную ветроэнергетическую систему, и вы будете поражены результатами.

    Критический обзор методов моделирования кривой мощности ветровой турбины и их применения в ветровых энергетических системах

    Кривая мощности ветряной турбины отображает взаимосвязь между выходной мощностью и скоростью ветра на высоте ступицы и является важной характеристикой турбины. Кривая мощности помогает в оценке энергопотребления, составлении гарантийных обязательств и мониторинге производительности турбин. С развитием ветроэнергетики турбины устанавливаются в различных климатических условиях, на суше и на море, а также в сложных рельефах, что приводит к значительному отклонению этих кривых от гарантированных значений.Точные модели кривых мощности могут сыграть важную роль в повышении производительности систем на основе энергии ветра. В данной статье представлен подробный обзор различных подходов к моделированию кривой мощности ветряной турбины. Методология моделирования зависит от цели моделирования, наличия данных и желаемой точности. Поэтому здесь обсуждались цели моделирования, различные связанные с ним вопросы и стандартная процедура измерения мощности с ее ограничениями.Описанные здесь методы моделирования используют данные из спецификаций производителей и фактические данные ветряных электростанций. Затем подробно рассматривается классификация методов моделирования, различные методы моделирования, доступные в литературе, критерии оценки моделей и применение методов мягких вычислений для моделирования. Также обозначены недостатки существующих методов и область будущих исследований.

    1. Введение

    Энергия ветра стала перспективным альтернативным источником для преодоления энергетического кризиса в мире.Энергия, основанная на энергии ветра, является одной из самых быстрорастущих областей среди возобновляемых источников энергии и будет продолжать расти из-за растущей озабоченности по поводу требований к устойчивости и сокращению выбросов. Неопределенный характер ветра и высокое проникновение энергии ветра в энергосистемы являются большой проблемой для надежности и стабильности этих систем. Чтобы сделать энергию ветра надежным источником, необходимы точные модели для прогнозирования выходной мощности и мониторинга производительности ветряных турбин.Теоретическая мощность, получаемая () ветровой турбиной, определяется как [1] ​​

    Таким образом, выработка энергии ветряной турбиной (ВТ) зависит от многих параметров, таких как скорость ветра, направление ветра, плотность воздуха (функция температуры, давления , влажность) и параметры турбины [2]. При правильном рассмотрении влияния всех влияющих параметров возникает большая сложность. Поэтому трудно оценить выходную мощность, используя приведенное выше теоретическое уравнение. Кривая мощности ветровой турбины, которая дает выходную мощность турбины при определенной скорости ветра, обеспечивает удобный способ моделирования производительности ветряных турбин.Типичная кривая мощности для ветряной турбины с регулируемым шагом показана на рисунке 1. В первой области, когда скорость ветра меньше порогового минимума, известного как скорость включения, выходная мощность равна нулю. Во второй области между включением и номинальной скоростью происходит быстрый рост вырабатываемой мощности. В третьей области производится постоянная мощность (номинальная) до тех пор, пока не будет достигнута скорость отсечки. За пределами этой скорости (область 4) турбина выводится из эксплуатации для защиты ее компонентов от сильного ветра; следовательно, он производит нулевую мощность в этой области.


    Кривая мощности WT указывает на его производительность. Точные модели кривых мощности являются важными инструментами для прогнозирования мощности и онлайн-мониторинга турбин. В различных работах был предложен ряд методов для моделирования кривой мощности ветряной турбины. Эти методы, в которых используются данные из спецификаций производителей и фактические данные с ветряных электростанций, использовались многими исследователями в различных приложениях ветроэнергетики [3, 4]. Рассмотренная литература показывает, что правильный выбор моделей кривой мощности может помочь в улучшении производительности систем на основе энергии ветра.В этой статье представлены текущее состояние исследований и будущие направления различных подходов к моделированию кривых мощности ветряных турбин. Были обсуждены необходимость моделирования, методология моделирования, классификация моделей и методы оценки. Также обсуждается влияние различных параметров на эти кривые, стандартная процедура измерения мощности ветряных турбин и необходимость разработки кривых для конкретных площадок. Различные модели, предложенные и использованные в различных исследованиях, были подвергнуты критическому сравнению, и, наконец, сделаны выводы.

    2. Необходимость моделирования кривой мощности

    Кривая мощности отражает реакцию мощности ВЭУ на различные скорости ветра. Точные модели кривых полезны в ряде приложений ветроэнергетики. Здесь обсуждались цели моделирования кривой мощности ветряной турбины.

    2.1. Оценка и прогнозирование ветровой энергии

    Кривая мощности ВТ может использоваться для оценки ветровой энергии. Оценка ветровых ресурсов региона по скорости ветра, плотности ветровой энергии и ветроэнергетическому потенциалу проводится для выявления территорий, пригодных для развития ветроэнергетики [3].В этом процессе оценка энергии выполняется с использованием имеющихся данных о ветре и кривой мощности ветряной турбины. Прогнозирование выходной мощности турбины на потенциальной площадке также необходимо при определении размеров и оптимизации затрат на этапе проектирования системы на основе энергии ветра. Точность прогнозирования мощности важна, так как переоценка может привести к плохой надежности, а недооценка может привести к завышению размеров системы преобразования энергии ветра. Операторы ветряных турбин, которые торгуют энергией напрямую на рынке электроэнергии, также должны точно прогнозировать выходную мощность своих турбин, чтобы они могли поставлять продаваемое количество энергии [2].

    Кривые мощности предоставляются производителями в табличной или графической форме. Однако в различных задачах ветроэнергетических систем требуется общее уравнение, которое точно представляет эту кривую. Вывод соответствующей функции, описывающей реальную форму кривой, является очень важной задачей. Однако кривые производителя созданы для стандартных условий, поэтому они могут не отражать реалистичные условия рассматриваемой площадки. Производительность турбин на ветряных электростанциях также не идеальна из-за износа и старения турбин.Другой метод моделирования кривых мощности состоит в том, чтобы получить их, используя фактические данные скорости ветра и мощности, измеренные от турбин [4]. Для этой цели можно использовать данные о ветряных турбинах, собранные системой SCADA (диспетчерское управление и сбор данных). Этот метод может учитывать фактические условия на ветряных электростанциях, что обеспечивает более высокую точность прогнозирования мощности.

    2.2. Оценка коэффициента мощности

    Коэффициент мощности ВЭУ определяется как отношение средней выходной мощности к номинальной выходной мощности генератора и является показателем его эффективности [5].Он используется для оценки средней выработки энергии ВТ, необходимой для исследований по определению размеров и оптимизации затрат, оптимального согласования турбины и площадки и ранжирования потенциальных площадок [5, 6]. Модели кривых мощности ветряных турбин используются для оценки коэффициента мощности ВЭУ. Сравнительный анализ четырех методов моделирования кривой мощности при оценке коэффициента мощности ветрогенератора представлен в [7].

    2.3. Выбор турбин

    Кривая мощности может использоваться для общего сравнения моделей и может помочь в выборе турбины из доступных вариантов.Подбор характеристик турбины, соответствующих ветровому режиму площадки, помогает оптимизировать эффективность ветроэнергетической системы [8].

    2.4. Онлайн-мониторинг кривых мощности

    Кривые мощности можно использовать для мониторинга производительности турбин. Для этого требуется эталонная кривая, отражающая характеристики нормально работающей турбины. Эта эталонная кривая может быть извлечена из измеренных данных о выходной мощности и скорости ветра ветряных турбин. Фактическую кривую контролируемой турбины можно сравнить с этой эталонной кривой.Отклонения фактических значений от ожидаемых результатов могут свидетельствовать о недостаточной производительности или неисправностях [1]. На выходную мощность ветровой турбины могут влиять недостаточная производительность или различные неисправности/аномалии турбины, такие как неисправности лопастей и неисправности системы рыскания и тангажа [4, 9]. Различные типы отказов по-разному влияют на систему турбины и приводят к тому, что кривая мощности по-разному отклоняется от ожидаемого значения. Инструменты, которые могут характеризовать и количественно определять эти отклонения, могут помочь в раннем выявлении неисправностей.Статистический анализ данных о выбросах может указать на конкретную причину аномалии. Мониторинг состояния ветряной турбины с использованием моделирования связки кривой мощности предложен в [10, 11] и является предметом дальнейших исследований. Раннее распознавание возникающих неисправностей и своевременный ремонт и техническое обслуживание оборудования могут способствовать повышению эффективности работы ветроустановок.

    3. Вопросы моделирования

    При моделировании кривых мощности ветряных турбин необходимо учитывать ряд аспектов.Выбор модели и принятой методологии зависит от цели моделирования, имеющихся данных, влияния различных параметров на эти кривые и других связанных с этим вопросов.

    При моделировании кривой мощности необходимо учитывать следующие важные моменты.

    3.1. Различия между моделями

    Кривые мощности различаются у разных производителей и моделей. Поэтому модель, используемая для их описания, также должна быть другой [12]. Кроме того, существует разница между турбинами с регулируемым шагом и с регулируемым срывом.Турбины с регулируемым шагом поддерживают постоянную выходную мощность от номинальной до предельной скорости, тогда как турбины с регулируемым срывом имеют пониженную выходную мощность выше номинальной скорости ветра (зона срыва).

    3.2. Поведение при включении и отключении

    Поведение турбины при скорости ветра при включении и отключении может быть трудно смоделировать [8]. Эти пределы различны для разных моделей турбин. Когда кривая мощности выводится с использованием измеренных данных, могут быть получены некоторые ненулевые и отрицательные значения выходной мощности ниже скорости включения.Гистерезис отсечки, возникающий в период между остановом и перезапуском турбины, влияет на производительность турбины [13]. Эффекты гистерезиса могут быть более значительными при определенных режимах ветра и местности, таких как неустойчивый и порывистый ветер, требующий частых запусков и остановок, что приводит к значительным потерям производства энергии. Коррекция кривой мощности, учитывающая такое поведение турбины при отключении, может уменьшить ошибки прогнозирования мощности.

    3.3. Сравнение одиночной турбины и группы турбин

    Кривые производителей подходят для прогнозирования выходной мощности одной турбины определенного типа.На большой ветряной электростанции несколько турбин разбросаны по большой площади. Производство ветровой энергии связано с неопределенностями из-за стохастического характера ветра и вариаций кривой мощности [14]. Скорость и направление ветра, с которым сталкиваются турбины ветряной электростанции, могут не совпадать из-за изменения ветра. Следовательно, на ветряной электростанции мощность, вырабатываемая турбинами с одинаковыми характеристиками, также может различаться, даже если скорость ветра одинакова. Эффект затенения турбин вызывает эту разницу, поскольку турбины, которые работают вслед за другими турбинами, могут иметь меньшую скорость ветра [15].Эта разница также может возникать из-за таких факторов, как износ, старение, грязь или отложение льда на лезвиях. С ростом проектов в области ветроэнергетики стало необходимым разработать методы мониторинга производительности не только отдельной турбины, но и ветряной электростанции в целом. Поэтому необходимо построить соответствующие модели для получения связи между скоростью ветра и выходной мощностью, когда группа турбин развернута на ветряной электростанции.

    3.4. Влияющие факторы

    Ряд факторов может вызвать отклонение кривой мощности от теоретического значения [1, 2].Здесь приведены важные влияющие факторы, которые требуют должного внимания при моделировании.

    (i) Ветровые условия на площадке . Ветер имеет сильно стохастический характер. Скорость и направление ветра постоянно меняются. На ветер на конкретном участке влияют погодные явления и топология участка. Турбулентность ветра в данном месте влияет на выработку электроэнергии [16]. Препятствия, такие как деревья, здания и другие высокие конструкции, влияют на ветер.

    (ii) Плотность воздуха .Давление, температура и влажность на месте влияют на плотность воздуха [17], следовательно, на вырабатываемую мощность. Влияние различной плотности воздуха учитывалось при построении кривых для конкретных участков [18]. В [2] показано, что наибольшее влияние на плотность воздуха оказывает температура, и учет ее влияния наряду с направлением ветра привел к улучшению характеристик моделей.

    (iii) Экстраполяция скорости ветра . Скорость ветра меняется с высотой. На этот эффект сдвига ветра влияет неровность местности.Кривая мощности использует скорость ветра, измеренную на высоте ступицы турбины, но эта высота различается у разных моделей и производителей, и не всегда возможно измерить скорость ветра на этой высоте. В литературе используется ряд методов для выражения изменения скорости ветра с высотой [12]. Кроме того, скорость ветра, измеренная на мачтах, отличается от скорости в месте расположения турбины, и иногда, когда значения скорости ветра в конкретном месте недоступны, измерения скорости ветра в соседнем месте используются для определения профиля ветра в этом месте.Точность преобразования измеренной скорости ветра в скорость ветра на высоте ступицы и в месте расположения турбины зависит от таких факторов, как вертикальный профиль ветра на площадке, положение мачт относительно турбины и метод, используемый для экстраполяции.

    (iv) Состояние турбины . На кривую мощности влияет состояние турбины и связанного с ней оборудования. Старение и износ турбины, аномалии и неисправности, состояние лопастей, перекосы по рысканию и тангажу, настройки контроллера и т. д. вызывают отклонение кривой мощности от фактических значений [1, 11].

    3.5. Стандарт IEC 61400-12-1 [19]

    IEC 61400-12-1, общепринятый международный стандарт для измерения характеристик мощности, оказался актуальным. В настоящем стандарте указана процедура измерения мощностных характеристик одиночных ветряных турбин. Это наиболее принятый стандарт для измерения характеристик мощности одиночных ветряных турбин. Стандарт описывает методологию измерения измеренной кривой мощности, которая определяется одновременным измерением скорости ветра и выходной мощности на испытательном полигоне.Для определенных условий местности требуется предварительная калибровка на месте. Годовое производство энергии рассчитывается путем применения измеренной кривой мощности к эталонному частотному распределению скорости ветра, дополненному источниками неопределенности и их влиянием. Стандарт предписывает построение кривой мощности с использованием скорости ветра на высоте ступицы, измеренной с помощью чашечного анемометра в подходящем секторе измерения, но если скорость ветра имеет большие колебания по площади, охватываемой ротором, тогда может быть значительная разница между ветром на высоте ступицы. скорость и скорость ветра, усредненные по всей ометаемой площади ротора.Методы измерения и точность измерительных приборов могут вызвать расхождения в измерениях и привести к большим ошибкам прогнозирования. Влияние других вариантов измерения, таких как рассмотрение эквивалентной скорости ветра ротора, при которой скорость измеряется на высотах над полной плоскостью ротора с использованием технологии дистанционного зондирования (LIDAR и SONAR) и анемометрии на основе гондолы, является предметом дальнейших исследований [20]. ].

    Стандарт IEC использует усредненные данные за десять минут, сгруппированные в интервалы скорости ветра, равные 0.5 м/с (метод бинов). Это 10-минутное усреднение данных приводит к систематическим ошибкам усреднения, и кратковременные колебания ветра подавляются. На ветер в конкретном месте может влиять ряд факторов, таких как топология места, препятствия и погодные явления. Хотя кривая мощности IEC учитывает ветровые условия на текущем участке, ее не всегда можно применять к ветровым условиям на других участках. Поэтому необходимы исследовательские усилия для разработки кривых мощности для конкретных площадок.Эти кривые могут учитывать ветровые условия на конкретном участке, что дает лучшие результаты [18, 19].

    Правильный выбор метода моделирования является важным требованием на этапе планирования и эксплуатации ветровой системы и помогает улучшить характеристики системы. Методы, в которых в качестве исходных данных рассматривается только скорость ветра, могут не учитывать дисперсию, вызванную различными влияющими параметрами. Методы, учитывающие влияние этих параметров на кривую мощности, могут привести к более точным моделям.На ветер в конкретном месте может влиять ряд факторов, таких как топология места, препятствия и погодные явления. В [18] показано, что использование разработанных кривых мощности на площадке, в которых для моделирования использовались знания о параметрах площадки и турбины, привело к более точной оценке энергии, чем кривая мощности турбины. Обсужденные выше проблемы, если их решить должным образом, могут привести к созданию эффективных моделей кривых мощности.

    4. Моделирование скорости ветра

    Генерируемая энергия ветра сильно коррелирует с распределением скорости ветра в регионе, где расположена ветровая электростанция, и зависит от типа ВЭУ, развернутого на ветровой электростанции.Точность прогнозирования энергии ветра может быть достигнута путем одновременного моделирования скорости и мощности ветра. Скорость ветра на участке изменяется случайным образом, и ее изменение в определенном регионе за период времени может быть представлено различными функциями распределения вероятностей (PDF). Выбор подходящего PDF для описания фактического распределения скорости ветра на участке имеет решающее значение для точности прогнозирования мощности.

    Наиболее часто используемым и общепринятым распределением является двухпараметрическое распределение Вейбулла [5, 21].Это универсальный PDF-файл, простой в использовании и точный для большинства ветровых режимов, встречающихся в природе. Однако распределение Вейбулла не подходит для определенных ветровых режимов, например, с высокой повторяемостью нулевых ветров, и для коротких временных горизонтов [1, 22]. PDF Weibull задается как

    Другим широко используемым распределением является PDF Rayleigh [18], в котором параметр формы (2) принимается как . Это простой PDF-файл, который может описать ветровой режим с достаточной точностью, когда мало подробностей о ветровых характеристиках участка.Распределение скорости ветра также описано в литературе с использованием нескольких других PDF-распределений, которые включают логнормальное, бета- и гамма-распределения [23]. Подробный обзор различных PDF для моделирования скорости ветра и методов оценки их параметров дан в [22]. Для моделирования скорости ветра на конкретном участке следует выбрать соответствующую ФПВ и метод оценки параметров.

    5. Классификация моделей кривой мощности

    Методы моделирования кривой мощности можно разделить на дискретные , детерминистические/вероятностные , параметрические/непараметрические и стохастические методы или они могут быть классифицированы на основе используется для моделирования.

    5.1. Дискретные модели

    В этом методе, как описано в IEC 61400-12, все скорости ветра дискретизируются в интервалах 0,5  м/с [19]. Затем моделируется выходная мощность для каждого бункера. Это простой метод, так как он не требует математических функций для описания кривой. Также учитывается нелинейное соотношение скорости ветра и выходной мощности. Однако в этом методе требуется большое количество данных для разработки надежной модели.

    5.2. Детерминированные и вероятностные модели

    Детерминистическая модель кривой мощности предполагает фиксированное соотношение между выходной мощностью и скоростью ветра.Но когда на ветряной электростанции развернут парк ветряных турбин, турбины одного типа могут производить различное количество энергии, даже если скорость ветра одинакова (рис. 2). Вероятностная модель кривой мощности включает эти изменения мощности, чтобы охарактеризовать взаимосвязь между скоростью ветра и фактической выходной мощностью. Большинство моделей, доступных в литературе, носят детерминированный характер и построены с использованием данных кривой мощности производителей. Вероятностная модель, предложенная в [14], характеризует динамику выходной мощности нормальным распределением с изменяющимся средним и постоянным стандартным отклонением.Приведенный в статье метод учитывает неопределенность выходной мощности. Вероятностный характер выработки ветровой энергии также можно смоделировать путем построения кривых с использованием фактических данных о вырабатываемой мощности и скорости ветра турбин, установленных на ветровой электростанции. Этот метод требует большого количества исторических данных, но дает точные модели [4, 24].


    5.3. Параметрические и непараметрические модели

    Параметрическая модель определяет взаимосвязь между входом и выходом с помощью набора математических уравнений с конечным числом параметров.В непараметрической модели не делается никаких предположений о функциональной форме наблюдаемого явления. Параметрические модели кривой мощности ВТ могут быть построены с использованием набора математических выражений с фиксированным числом параметров, которые обычно собираются вместе для формирования единого вектора параметров. Непараметрические модели используются, когда трудно определить лежащую в основе теорию, на которой может быть построена параметрическая модель [24].

    5.4. Модели, основанные на предполагаемой форме, подборе кривой и фактических данных

    Модели кривых мощности можно классифицировать в соответствии с данными, используемыми для моделирования.Модели кривой мощности, основанные на предполагаемой форме кривой, используют только скорость включения, отсечки, номинальную скорость и номинальную мощность выбранной турбины для расчета параметров выражений, используемых в модели [12, 25, 26]. Эти рейтинги доступны из спецификаций турбин. Когда доступны данные кривой мощности производителя, модели могут быть разработаны путем подгонки одного или нескольких подходящих выражений к фактической кривой. Параметры выражения, подгоняемого к реальной кривой, обычно рассчитываются методом наименьших квадратов [4].Модели, полученные на основе фактических данных ветряной электростанции, нуждаются в фактической скорости ветра и данных о выходной мощности работающей ветровой электростанции. Если в модель также включено влияние влияющих параметров, то также требуются данные включенных параметров. Эти данные можно получить из системы SCADA ветряной электростанции.

    5.5. Стохастические модели

    Стохастический метод состоит в характеристике мощностных характеристик ветровой турбины путем оценки динамического отклика на колебания входной скорости ветра [27, 28].В этой модели динамическая выходная мощность разделена на детерминированную стохастическую часть. В [29] теория цепи Маркова используется для описания выходной мощности ВТ. Полученная модель не зависит от интенсивности турбулентности; однако в этом методе не учитывается влияние других влияющих параметров.

    6. Подходы к моделированию кривой мощности

    В литературе использовались различные подходы для моделирования кривой мощности ВТ. Эти методы, их достоинства, ограничения и области применения обсуждаются здесь.

    6.1. Параметрические модели

    Мощность, выдаваемая ВЭУ, может быть выражена как

    Зависимость между выходной мощностью и скоростью ветра ВЭУ между включенной и номинальной скоростью является нелинейной (область 2 на рис. 1). Отношение может быть аппроксимировано различными функциями с использованием полиномиальных и отличных от полиномиальных выражений. Турбины с регулируемым шагом поддерживают постоянную выходную мощность в области 3 на рисунке 1, в то время как турбины с регулируемым шагом имеют пониженную выходную мощность в этой области; таким образом, мощность в этой области для турбины с регулируемым остановом не должна моделироваться как постоянная.Управляющие уравнения для различных приближений кривой силы приведены в таблице 1.

    0 0 1


    модель Parations Параметры

    Линейные [12]

    Квадратичные [25]

    биномиальное [30]


    CUBIC [31]
    9077 9
    Двойные экспоненты [32] и должны быть оценены

    4PL [1 , 33]
    () Из кривой производителей [33]




    () Параметры, полученные эволюционными методами для данных SCADA в [1]

    4pl [34, 35
    = Минимальный асимптот
    = Hill Slope
    = точка перегиба (точка кривой, где кривизна изменяет направление)
    = максимальный асимптот
    (параметры, полученные эволюционными методами)
    5PL [ 24, 35, 36]
    = минимальная асимптота
    = уклон холма
    = точка перегиба (точка кривой, где кривизна меняет направление)
    = максимальная асимптота
    = коэффициент асимметрии
    (параметры, полученные эволюционными методами)

    6.1.1. Аппроксимация полиномиальной функции

    Нелинейная зависимость скорости ветра от мощности может быть аппроксимирована различными полиномиальными выражениями. В литературе использовались различные модели, использующие линейную, квадратичную, кубическую и более высокие степени скорости или их комбинации. (i) Наиболее упрощенная модель, основанная на линейной кривой, которая описывает область 2 кривой мощности прямой линией, это используется во многих приложениях [12, 39–42]. (ii) Квадратичная модель представляет нелинейную часть кривой уравнением степени 2.был аппроксимирован квадратным уравнением в [25] для описания отношения между выходной мощностью и скоростью ветра ВЭУ. Биномиальное выражение, обсуждавшееся в [30], было принято многими исследователями [43, 44] для определения выходной мощности ветряных турбин. Области 2 и 3 на Рисунке 1 для WT, регулируемого срывом, могут быть описаны с использованием двух различных биномиальных выражений, как в [45]. (iii) Модель, основанная на кубическом законе, аппроксимирует область 2 кривой мощности по кубическому закону. Модель, описывающая нелинейную зависимость мощность-скорость ветра по кубическому закону, обсуждается в [46].Эта модель используется для расчетов выходной мощности в [26, 31, 47]. Кубическое выражение для области 2 и линейное выражение для области 3 выбраны для описания кривой мощности в [48].

    Модели, приведенные выше, используют спецификации WT номинальной мощности и включения, отключения и номинальной скорости ветра только для определения уравнений для кривой мощности. (i) Методология, основанная на параметре Вейбулла, предложена в [6] . Эта модель, основанная на параметре формы Вейбулла, используется многими исследователями [49, 50] для расчета выходной мощности ВЭУ.(ii) Линеаризованная сегментированная модель, обсуждаемая в [24, 51], выполняет кусочно-линейную аппроксимацию кривой с использованием уравнения прямой линии. Результирующая кривая более точно повторяет фактическую кривую. (iii) Кривая мощности ветряной турбины также была смоделирована не полиномиальными функциями. Кривая мощности, смоделированная в [52], использует экспоненциальное уравнение, тогда как двойное экспоненциальное уравнение используется в [32]. (iv) Параметрическая модель полиномиальной регрессии разработана на основе реальных данных в качестве эталонного метода в [53].В этом исследовании также предложены три непараметрических метода.

    6.1.2. Аппроксимации с учетом точки перегиба на кривой

    Все приведенные выше полиномиальные выражения не учитывают точку перегиба на кривых мощности. В большинстве реальных кривых мощности на кривой имеется точка перегиба, в которой ее кривизна меняет знак. Модели, которые учитывают эту точку перегиба, могут более точно описать фактическую форму кривой, чем модели, описанные выше. В [54] предложена новая формула для интерполяции кривой мощности, учитывающая точку перегиба на кривой.Двойная экспоненциальная модель предложена в [32] для подбора данных в двух зонах перегиба с использованием одного уравнения. Функции, основанные на четырех- и пятипараметрических логистических аппроксимациях, также учитывают эту точку перегиба на кривой и являются многообещающими подходами для моделирования кривой мощности. (i) Форма кривой мощности ветра может быть аппроксимирована четырехпараметрической логистикой (4PL). ) функция [1, 34]. В [33] была предложена процедура получения параметров функциональной модели 4PL, смоделированной на основе данных кривой мощности производителей.Четыре параметра функции получаются непосредственно из кривой мощности вместо использования процесса оптимизации в этой работе. В документе также предлагается аппроксимация кривой мощности производителя с использованием трехпараметрической модели. Кривая мощности получена из данных SCADA ветряных электростанций с использованием приближения 4PL в [1, 4, 24]. В [1] показано, что эту модель можно использовать для онлайн-мониторинга кривых мощности. Другая форма выражения для четырех PL используется для извлечения кривой мощности из фактической скорости ветра и данных кривой мощности ветровой электростанции в [35].Метод применяется для оценки энергии ветра на выбранной площадке ветряной электростанции. Анализ литературы показывает, что модель с четырьмя PL дает меньше ошибок в представлении кривой мощности, чем методы, основанные на полиномиальной аппроксимации. Однако кривая 4PL симметрична относительно точки перегиба, тогда как кривые мощности асимметричны. Таким образом, модели, которые могут включать эту асимметрию, могут давать еще лучшие результаты. Кубические сплайны можно использовать для асимметричных данных. Кубический сплайн — это самая гладкая кривая, проходящая через точные точки данных.Поскольку кривые мощности довольно гладкие, их асимметрия может быть аппроксимирована с помощью метода интерполяции кубическим сплайном [55–57], но недостатком аппроксимации сплайном является то, что она не отражает случайные изменения данных. (ii) Пятипараметрический логистическая (5PL) аппроксимация включает пятый параметр (в таблице 1) для контроля степени асимметрии [58]. Этот метод может эффективно моделировать асимметрию и может быть использован для моделирования кривой мощности ВТ [36]. Однако модель 5PL может стать плохо обусловленной; таким образом, оценка вектора параметров становится затруднительной.Модель 5PL, полученная из данных SCADA ветряной электростанции, применяется для оценки энергии фермы в [35], и показано, что она дает меньшую ошибку в оценке энергии по сравнению с моделью 4PL.

    6.1.3. Модель на основе аппроксимации кривой производителя

    Модели кривой мощности, полученные путем аппроксимации кривой производителя, используются в нескольких приложениях. Характеристическое уравнение ветрогенератора аппроксимируется тремя биномиальными выражениями для в [59] для получения точности аппроксимации.Полином девятого порядка для подгонки кривой мощности использовался в [60], и было обнаружено, что он дает точную корреляцию с реальными данными, производя исключительно положительные значения для генерируемой мощности между диапазоном включения и диапазоном отключения. Полиномы высокого порядка могут давать лучшие результаты подбора для определенного набора данных; однако они могут не отражать дисперсию данных и должны использоваться осторожно. Модели кривой мощности путем подгонки кривой производителя анализируются в [55–57].

    6.2. Оценка параметра

    Параметрические модели кривой мощности ВЭТ выражают форму кривой набором математических уравнений. Определение коэффициентов этих уравнений требует подгонки данных к выбранной модели. Здесь обсуждаются методы и алгоритмы, используемые в различных работах для оценки параметров моделей кривой мощности.

    6.2.1. Методы оценки параметров

    (i) Метод наименьших квадратов . Метод наименьших квадратов минимизирует суммарный квадрат невязок для получения параметров модели и является наиболее часто используемым и общепринятым методом [4, 24].

    (ii) Метод максимального правдоподобия (MLM) . Другой подход, используемый в литературе, заключается в определении параметров модели кривой мощности методом максимального правдоподобия. В этом методе параметры статистической модели оцениваются путем максимизации функции правдоподобия. В [1] было обнаружено, что этот метод работает хуже, чем метод наименьших квадратов.

    6.2.2. Алгоритмы оценки параметров

    Параметры параметрических моделей, особенно тех, которые используют приближения 4PL и 5PL, трудно оценить.Оценка параметров усложняется, когда модели строятся на основе фактических данных о ветряных турбинах. Разработка точных моделей ветряных турбин и оптимизация для огромных наборов данных — очень сложный процесс. Современные нетрадиционные методы решения для оценки параметров повышают точность, сокращают время вычислений и просты в реализации. Для определения вектора параметров логистической функции на основе моделей кривой мощности применялись различные эволюционные методы [4, 24].

    6.3. Предварительная обработка данных

    Кривая мощности, полученная на основе данных о фактической скорости ветра и выходной мощности ветряных турбин, использует данные SCADA с ветряных турбин. Эти данные подвержены ошибкам из-за ошибок измерений, датчиков и систем связи. На данные также влияет непроизводительность турбин, когда они останавливаются системой управления по какой-либо причине, отличной от аномальной работы. Система SCADA может иметь пустые записи или ошибочные данные, что может привести к неточным моделям.Следовательно, необходимо удалить эти вводящие в заблуждение записи, прежде чем использовать эти данные для дальнейшего анализа. Самый распространенный способ — удалить данные вручную. Эти выбросы могут быть идентифицированы путем визуального осмотра [11] графика выходной мощности скорости ветра и могут быть удалены, прежде чем приступить к разработке модели. Однако этот метод может привести к неточным результатам, поскольку данные из системы SCADA объемны и трудно отличить правильные данные от ошибочных. Эти выбросы были удалены различными статистическими методами в различных работах до разработки моделей.В [4] анализ остатков вместе с контрольными картами используется для фильтрации потенциальных выбросов. Выбросы могут быть обнаружены классическим методом наименьших средних квадратов (LMS), который минимизирует сумму квадратов по всем измерениям, и если обнаруживается, что измерение далеко от правильного значения, оно преобладает в результирующей подгонке; однако в этом методе одна точка выброса может разрушить фитинг. В [32] метод наименьшей медианы квадратов используется для предварительной обработки данных, в котором вместо суммы, как в методе LMS, минимизируется сумма медиан для выявления выбросов.Показано, что этот метод очень надежен; однако это требует итеративного решения. Предварительная обработка данных о ветре выполняется в четыре этапа в [63], которые включают проверку достоверности, масштабирование данных, обработку отсутствующих данных и устранение запаздывания. В [64] предложен вероятностный метод, разработанный на основе совместной вероятностной модели на основе копул для отбраковки выбросов кривой мощности. Подход интеллектуального анализа данных для обработки необработанных данных был предложен в [65]. Соответствующий метод предварительной обработки данных является важным требованием для разработки эффективной модели.

    6.4. Оценка модели

    После разработки модели на основе данных важно определить, правильно ли эта модель представляет поведение фактических данных для кривой мощности. Оценка разработанных моделей в различных приложениях производится на основе ряда показателей производительности. Среднеквадратическая ошибка (RMSE), статистика согласия, используемая большим количеством исследователей, оценки стандартного отклонения случайной составляющей в данных и значение, близкое к нулю, указывают на лучшее соответствие.Статистика -квадрат представляет собой квадрат корреляции между фактическими и прогнозируемыми значениями, который измеряет, насколько точно подгонка объясняет вариации данных. Значение -квадрат ближе к единице указывает на хорошую подгонку [38]. Другие критерии, используемые в литературе, включают среднюю абсолютную ошибку (MAE), среднюю абсолютную процентную ошибку (MAPE), ошибку суммы квадратов (SSE), SD (стандартное отклонение) и хи-квадрат [2, 4, 8, 11]. , 17]. Наиболее часто используемые критерии приведены в Таблице 2.

    760
    9077
    61

    Абсолютная ошибка (AE) [1]
    ошибка (RE) [1]
    Средняя абсолютная ошибка (MAE) [24]
    Средняя абсолютная ошибка в процентах (MAPE) [37] квадрат 79 RM54 средняя ошибка ) [24]

    61
    = Количество данных, = Th моделированное значение, = th Фактическое значение и = Среднее значение фактического значения .

    Выбор подходящей модели, проанализированной на основе подходящих критериев, является очень важной задачей для повышения производительности ветряных электростанций. Многие модели, используемые в литературе, не оценивались на предмет соответствия фактическим данным кривых или их пригодности для конкретных приложений. Полиномиальные модели [54, 57] сравниваются путем наблюдения за визуальной подгонкой. Модели в [2, 11] сравниваются по показателям производительности MAE, RMSE, MAPE и SD; однако пригодность этих моделей для применения в ветроэнергетике не оценивалась.Кроме того, поскольку эти модели в конечном итоге будут использоваться в приложениях ветровой энергии, нецелесообразно судить об их пригодности только на основе параметров соответствия, но следует также изучить, насколько успешно они могут быть использованы для конкретных приложений.

    6.5. Непараметрические модели

    Для моделирования кривых мощности ВТ могут использоваться различные непараметрические методы. Данные SCADA, собранные с ветряных электростанций, объемны и обычно содержат ошибки. Может быть трудно получить отношение между входом и выходом, используя функциональную форму.Непараметрические методы могут быть пригодны для получения кривых мощности на основе этих данных. После предварительной обработки данных извлечение модели может быть выполнено различными методами. Непараметрические модели также могут легче учитывать влияние параметров, отличных от скорости ветра, на кривые мощности, чем параметрические модели. Модели можно обучать, используя эти другие параметры в качестве входных данных для моделей [17, 18]. Развитие методов мягких вычислений предлагает многообещающие подходы к моделированию кривой мощности.Для создания точных непараметрических кривых мощности для различных приложений можно использовать различные усовершенствованные алгоритмы. В таблице 3 приведены сведения о некоторых непараметрических моделях из литературы.

    Total 4347
    Тестирование 871

    -NN 9075 9 0755 — 907 55 нечеткие -Means 4 32796
    Обучение 60%
    Валидация 40% 9091 3

    Арт. Набор данных модели
    Интервал Data Количество значений модель Параметры Функция передачи / передачи (TF) / Метод обучения

    [4] 10 мин 10 мин SCADA Data 100 WTS
    -NN
    [17] 12 WT
    (скорость и направление ветра от двух метеорологических вышек)
    Обучение
    1500 шаблонов для каждого WT
    ANN Количество скрытых слоев = 1
    Количество нейронов скрытого слоя = 8
    (i) Отдельная сеть MLP для каждого WT
    (ii) Тренировочный режим
    (iii) TF-гиперболический (все слои)

    [8] Измеренные данные
    100 кВт WT
    Tabzy
    Кластеризация
    Количество кластерных центров = 8 (I) CFL
    (II) субтракционная кластеризация

    [24] 10 мин Набор данных 1, сгенерированный методом [9] Итого 1008
    Обучение 50%
    Тестирование 50%
    ANN (ii) Обучение: Levenberg-Marquardt
    (iii) TF: преобразование скрытого слоя
    (iv) TF: прогон выходного слоя
    Набор данных 2 Итого 4388
    Обучение 50%
    Тестирование 50%
    4 Данные Наборы 3, 4, а 5 Всего 2208
    Обучение 50%
    Тестирование 50%
    Тестирование 50%
    Наборы данных
    1-5, как показано выше
    , как показано выше Нечеткий
    Кластеризация
    Количество кластерных центров = 8

    [2] [2] [2] [2] [2] SCADA (три 2 МВт WTS)
    (модель Тип 1: Скорость ветра
    Тип 2: Скорость ветра, температура)
    32796 Fuzzy
    кластеризация
    Количество кластерных центров
    Тип 1 = 3
    Тип 2 = 6
    CCFL
    MLP
    NN
    Количество скрытых слоев = 2 (i) тренировочный градиентный спуск
    (II) TF: скрытый слой-сигмоид
    (III) TF: выходной слой-линейный
    -NN тип 1
    тип 2
    Anfis (i) Структура FIS Тип Sugeno
    (ii) Обучение-гибридное обучение
    (iii) Функции принадлежности
    Входной обобщенный по пространству нормальный
    Выходной линейный по пространству
    (iv) Количество MF = 3
    6.5.1. Нейронные сети

    Искусственные нейронные сети (ИНС), вдохновленные биологической нервной системой, эмулируют естественный интеллект человеческого мозга [67] и могут изучать нелинейные отношения между входными и выходными наборами данных с помощью функции активации в скрытых нейронах. Нейронные сети используются для оценки выработки электроэнергии турбинами ветряной электростанции в [17]. Отдельная многоуровневая сеть восприятия (MLP) для каждой турбины использует десятиминутные средние значения скорости и направления ветра от двух метеорологических вышек в качестве входных данных и мощности, вырабатываемой турбиной, в качестве выходных данных.Сравнительный анализ моделей регрессии и ANN для оценки кривой мощности WT выполнен в [61] и показано, что модели нейронных сетей работают лучше, чем модели регрессии. Однако в ИНС используется подход черного ящика, и трудно получить представление о значении, связанном с каждым нейроном и весом [68]. Многоэтапное моделирование на основе ИНС использовалось в [62] для моделирования кривой мощности ветряной турбины. Скорость ветра и плотность воздуха используются в качестве входных данных на первом этапе, а нормированная выходная мощность, полученная на этом этапе, интенсивность турбулентности данных скорости ветра используется для обучения второго этапа ИНС.Утверждается, что этот метод дал лучшие результаты по сравнению с параметрическими, непараметрическими и дискретными моделями.

    6.5.2. Методы кластеризации

    Кластеризация — это группировка сходных данных в классы или кластеры. Ветряная электростанция, имеющая множество генераторов ветряных турбин, имеет переменную выходную мощность из-за изменения скорости ветра. Эффективную кривую мощности можно найти, применяя методы кластеризации. Характеристика кривой мощности с помощью центра кластера, нечетких C -средних и методов субтрактивной кластеризации выполнена в [69].Нечеткая кластеризация применяет концепцию нечетких множеств к кластерному анализу, и принадлежность каждой точки набора данных к группе определяется функцией принадлежности. Преимущество метода заключается в адаптации зашумленных данных. Нечеткая кластеризация C-средних использует нечеткое разбиение для разделения набора векторов на нечеткие группы и находит центр кластера в каждой группе. Производительность FCM зависит от начальных центров кластера. Метод, предложенный в [70] для определения количества кластеров и их начальных значений для инициализации алгоритмов кластеризации на основе итеративной оптимизации, используется в [8] для настройки модели кривой мощности кластерного центра нечеткой логики (CCFL).Этот метод оценки кластеров используется в качестве основы для идентификации нечетких моделей, и вычисляется влияние количества центров кластеров и расстояния соседства кластеров на RMSE. При сравнении модели CCFL с полиномиальной моделью, подобранной методом наименьших квадратов, делается вывод, что среднеквадратичное отклонение, полученное методом нечеткой логики, намного ниже, чем полученное с помощью полиномиальной модели наименьших квадратов.

    6.5.3. Интеллектуальный анализ данных

    Интеллектуальный анализ данных относится к извлечению или анализу знаний из больших объемов данных [71].Разработки в области интеллектуального анализа данных предлагают многообещающие подходы к моделированию кривых мощности ветряных турбин. Выбор подходящего метода и алгоритма интеллектуального анализа данных важен для получения точной, стабильной и надежной кривой мощности. Непараметрические модели, управляемые данными, с использованием алгоритмов многоуровневого восприятия (MLP), случайного леса, M5P, повышающего дерева и -ближайшего соседа (-NN) разработаны в [1] наряду с параметрическими моделями 4PL. Были проанализированы характеристики этих моделей для онлайн-мониторинга кривых мощности, и было обнаружено, что параметрические модели 4PL и -NN методом наименьших квадратов имеют высокую точность для использования в качестве эталонных кривых для мониторинга кривых мощности.Подход с контрольной картой используется для обнаружения выбросов и индикации ненормальных условий работы турбины. Однако в другом исследовании [2] эффективность -NN оказалась низкой. Различные алгоритмы интеллектуального анализа данных, а именно MLP, дерево REP, дерево M5P, дерево пакетов и алгоритмы ближайшего соседа, используются для построения моделей для прогнозирования мощности и онлайн-мониторинга в [4]. Анализ основных компонентов и алгоритм -NN используются для сокращения данных, а фильтрация выбросов выполняется с помощью метода невязки и контрольной диаграммы.В [2] для построения непараметрических моделей кривой мощности использовались четыре метода интеллектуального анализа данных, а именно: бэггинг, алгоритм M5P, алгоритм дерева REP и правила M5. Деревья моделей представляют собой тип деревьев решений с функциями линейной регрессии на листьях и применяются для моделирования кривых мощности в нескольких приложениях [2, 24]. Подробности этих моделей в этих исследованиях не приводятся. Более подробную информацию о модельных деревьях можно найти в [72, 73].

    6.5.4. Адаптивная система нечеткого вывода на основе сети (ANFIS) Модель

    Адаптивная система нечеткого вывода на основе сети (ANFIS) представляет собой систему нечеткого вывода, реализованную в рамках адаптивных сетей и, таким образом, объединяющую лучшие черты нечетких систем и нейронных сетей [68]. .Система нечеткого вывода, использующая нечеткие правила «если-то» , основана на человеческом знании и процессах рассуждений. В ANFIS настройка нелинейных отношений сигналов может быть выполнена путем создания набора нечетких правил с соответствующими параметрами функции принадлежности, настроенными на этапе обучения [67]. Применение ANFIS для мониторинга кривой мощности ветряных турбин предложено в [2]. Этот метод моделирования сравнивается с более ранними наиболее эффективными методами, а именно с методами ANN, CCFL и -NN, найденными в литературе.Оценивается влияние включения направления ветра и температуры окружающей среды на ошибку прогноза. Для моделирования используются данные для турбин с регулируемым шагом.

    6.5.5. Совместная вероятность скорости и мощности ветра

    Другой подход к моделированию заключается в рассмотрении совместного распределения вероятностей мощности и скорости ветра вместо рассмотрения подразумеваемой функции двух переменных. Рассмотрение совместной вероятности двух переменных вместо их индивидуальных вероятностей может включать меры неопределенности в оценки эффективности [11].Данные измерения скорости ветра и мощности SCADA от ветряных турбин используются для оценки двумерных функций распределения вероятностей и построения кривой мощности с использованием метода моделирования копулы в [10]. Предлагается применение эмпирических копул для аппроксимации сложной формы зависимости между активной мощностью и скоростью ветра. В этой статье предлагается полезность анализа связки для мониторинга состояния турбины и раннего распознавания неисправностей. Показано, что разные режимы неисправности дают разные сигнатуры в статистике , , и чи 2 и могут использоваться для определения типа неисправности турбины.

    6.5.6. Вейвлет-анализ опорных векторов

    Вейвлет-анализ представляет собой метод анализа природы сигналов и многообещающий инструмент для нестационарных сигналов. В машинах опорных векторов данные отображаются в многомерное пространство признаков посредством нелинейного отображения. Кривая мощности ВЭУ используется для прогнозирования мощности ветра в [37]. В этой статье предлагается новая модель на основе машины опорных векторов вейвлета для прогнозирования скорости ветра, и ее производительность признана эффективной для краткосрочного прогнозирования.

    Ряд работ в литературе также включает сравнительный анализ различных параметрических и непараметрических методов [2, 8, 57, 74]. В [75] сравнивались семь различных функций для моделирования кривых мощности шести разных турбин. В [53] четыре модели разработаны на основе доступных рабочих данных о выходной мощности. В качестве эталонной модели используется параметрическая модель, основанная на полиномиальной регрессии. В этом исследовании предлагаются три непараметрических метода в дополнение к вышеупомянутым методам, а именно: локально взвешенная полиномиальная регрессия, регрессия с кубическим сплайном и модель регрессии со штрафным сплайном.

    7. Выбор метода моделирования

    Ряд моделей и методологий моделирования был предложен в различных работах для моделирования кривой мощности ВЭУ. Выбор подходящей модели и методологии, принятых для конкретного приложения, является важной и сложной задачей. Выбор модели для конкретного применения осуществляется на основе наличия данных, сложности модели, желаемой точности, типа турбины и ее кривой мощности. На основе рассмотренной литературы определены следующие моменты для выбора методологии моделирования.(i) Модели кривых ветровой мощности, необходимые для первоначальной оценки ветровых ресурсов, нуждаются в удобных методах оценки энергии. Расчет выходной мощности ветра и оценка энергии, которые выполняются при проектировании ветряных систем, требуют модели кривой мощности с достаточной степенью точности. Когда доступны только значения спецификации (включение, отключение, номинальные скорости и номинальная мощность) для ветровой турбины, можно использовать полиномиальные модели, основанные на предполагаемой форме. Эти модели также могут быть использованы в качестве удобного инструмента для расчета мощности ветряных турбин на этапе проектирования ветряных электростанций из-за простоты расчетов.Когда доступны данные кривых производителей, предпочтительнее использовать полиномиальную функцию для данных, так как это приводит к большей точности. Таким образом, эти модели подходят для моделирования одиночных турбин для прогнозирования мощности небольших систем, где требуется довольно точная точность. потеря дохода и нехватка персонала могут снизить надежность системы.Точное прогнозирование также требуется операторам ветряных электростанций для торговли энергией. Таким образом, функции 4PL и 5PL могут использоваться для этих приложений для разработки моделей на основе данных кривых производителей. (iii) Когда доступны данные SCADA с близлежащей ветровой электростанции и желательно оценить выходную мощность предполагаемой ветровой электростанции. с хорошей точностью при наличии группы турбин или когда модели будут использоваться для онлайн-мониторинга кривых, целесообразно извлекать модель из данных SCADA ветряной электростанции с соответствующими экстраполяциями.Эти модели могут быть получены с использованием параметрических методов 4PL и 5PL или одного из непараметрических методов, таких как ANN или ANFIS. Модели также могут включать в себя влияние других влияющих параметров в моделях. Выбор параметров зависит от местности, ветровых условий, препятствий, соотношения параметров и т.д. Метод связки для определения кривой мощности с использованием совместной функции распределения вероятностей скорости ветра и мощности может использоваться для приложений мониторинга состояния.

    8.Обсуждения и перспективы

    Рассмотрены различные методы моделирования кривой мощности ВЭУ. Было предложено несколько методов моделирования, которые использовались в различных исследованиях (рис. 3). Краткое изложение заслуживающих внимания вкладов приведено в таблице 4. Основные характеристики этих моделей приведены в таблице 5. Сделанные выводы, недостатки и предложенные предложения приведены ниже. (i) Большинство параметрических моделей, используемых в литературе. использовать полиномиальные приближения для моделирования моделей кривой мощности ветра.Эти модели в основном используются для прогнозирования выходной мощности турбин для определения размеров и оптимизации затрат. Эти модели не учитывают точно точку перегиба на кривой мощности и могут привести к большим ошибкам прогнозирования. Однако они просты в использовании и могут использоваться для прогнозирования мощности во время первоначальной оценки ресурсов и проектирования небольших систем, если очень высокая точность не требуется. Параметрические модели 4PL и 5PL могут более точно следовать фактической форме кривой мощности.Эти новые методы могут привести к уменьшению ошибок прогнозирования мощности и могут применяться для оценки мощности и энергии при проектировании крупных систем и прогнозирования мощности для торговли энергией, где важнейшим требованием является высокая точность. (ii) Детерминированные методы, которые используют данные производителя для моделирования подходят для отдельных турбин и не подходят для моделирования группы турбин. Вероятностные методы, которые учитывают изменение как мощности, так и скорости ветра, подходят для моделирования кривой мощности для парка турбин.(iii) Модели кривых мощности, извлеченные из фактических данных о ветряных электростанциях, могут учитывать фактические условия на площадке и подходят для моделирования группы турбин. Эти кривые могут быть получены из имеющихся данных с помощью параметрических и непараметрических методов. (iv) Параметрические модели, полученные из фактических данных о ветряных электростанциях, используемые в литературе, включают линейные сегментированные модели и модели 4PL и 5PL. Используемые непараметрические методы: нейронные сети, методы кластеризации, интеллектуальный анализ данных, ANFIS и модели копул. Методы интеллектуального анализа данных могут дать хорошие результаты, поскольку данные, доступные с ветряных электростанций, объемны, а частое обновление данных упрощается.Модели ANN и ANFIS хорошо работают для приложений прогнозирования мощности и онлайн-мониторинга. Эти кривые, полученные на основе фактических данных, могут помочь свести к минимуму ошибки прогнозирования мощности. (v) Модели на основе 4PL и методов интеллектуального анализа данных, извлеченные из фактических данных о ветряных электростанциях, были проанализированы в литературе на предмет их применения в онлайн-мониторинге. Указано, что мониторинг кривых мощности можно использовать для обнаружения аномалий, а статистический анализ данных о выбросах может указать конкретную причину аномалии.Применение модели 5PL для онлайн-мониторинга кривой еще не исследовано. (vi) На выходную мощность ветровой турбины могут влиять различные неисправности / аномалии или недостаточная производительность турбины, такие как неисправности лопастей и неисправности системы рыскания и тангажа. Различные типы отказов по-разному влияют на систему турбины и приводят к тому, что кривая мощности по-разному отклоняется от ожидаемого значения. Инструменты, которые могут характеризовать и количественно определять эти отклонения, могут помочь в раннем выявлении неисправностей. Вероятная связь между статистикой копулы и неисправностями/аномалиями WT, указанная в литературе, должна быть исследована.Дальнейшие исследования также должны быть сосредоточены на рассмотрении совместного распределения вероятностей этих переменных. (vii) Необходимо изучить применение передовых алгоритмов для разработки улучшенных параметрических и непараметрических методов. (viii) Надлежащая оценка разработанных моделей является очень важным требованием при моделировании. . Правильный выбор оценочной метрики важен и зависит от данных и требований к анализу. Модели, разработанные в литературе, использовали различные показатели производительности.В рассмотренных статьях не освещается причина предпочтения того или иного критерия оценки. Различные статистические показатели могут иметь разную интерпретацию, и правильный выбор показателей ошибок имеет решающее значение для анализа моделей. Более того, эти модели в конечном итоге будут использоваться в ветроэнергетике; поэтому нецелесообразно судить об их пригодности только на основе параметров соответствия, но следует также изучить, насколько успешно эти модели могут быть использованы для конкретных приложений.(ix) Кривые мощности ветряных турбин, предоставленные производителями, используются для прогнозирования мощности в большинстве приложений ветровой энергии. Эти кривые построены в стандартных условиях испытаний. IEC 61400-12-1 является наиболее распространенным стандартом для измерения характеристик мощности одиночных ветряных турбин. Ветровые условия на практических площадках могут отличаться от условий на испытательном полигоне. Кривая IEC может не всегда отражать ветровые условия в других местах. Дальнейшие исследования должны быть сосредоточены на разработке кривых мощности для конкретных площадок.(x) Дискретная модель, предписанная в IEC 61400-12, проста, но для разработки надежной модели требуется большой объем данных. (xi) Стохастическая модель, которая предлагается в некоторых работах, не зависит от интенсивности турбулентности, но не включает влияние других влияющих параметров. (xii) Будущие работы должны также включать влияние различных влияющих параметров на кривые мощности.

    91 316

    54

    Модели Model Data Оценка Оценка Особенности
    Приложений
    (ПРЕДЛАГАЕМЫЕ / Анализируемо / используется)
    1
    Diab et al.[12] Линейная Номинальные значения WT
    (, , , , и т. д.)
    (i) Все модели полиномиальные
    (ii) Не следует кривизне кривой мощности
    (iii) Низкая точность
    (iv) В основном применяется для прогнозирования мощности для определения размеров ветряных систем
    Diaf et al. [25] Квадратичный
    Джорджетто и Уцуроги [30] Биномиальный
    Chedid et.[46] CUBIC

    1 9077 1
    Powell [6] Powell [6] Reibull на основе рейтинги WT и (I) требует параметра сайта
    (II) зависит от ветрового режима
    (iii) Применяется для оценки коэффициента мощности

    Ai et al. [59] Кривая производителя
    (3 биномиальных выражения)
    Кривая производителя (i) Требуется много выражений для точного представления формы кривой
    (ii) Применяется для определения размеров гибридной ветровой фотоэлектрической системы
    Диаф и др.[55] Интерполяция кривой производителя кубическими сплайнами Кривая производителя

    Katsigiannis et al. [60] Подгонка кривой производителя
    Полином 9-го порядка
    Кривая производителя (i) Точно для конкретного набора данных
    (ii) Полиномы высокого порядка могут не отражать дисперсию данных
    (iii) Применяется для определения размеров гибридных ветровых, фотоэлектрических и биодизельных систем

    Gottschalk and Dunn [58] Линейная, на основе Вейбулла,
    кубических шлица, 5, 7, 90 фитинг 290 кривая производителя кривая производителя
    Визуальное сравнение,
    % ошибка в производстве энергии
    (i) Полиномиальные модели
    (ii) Точность подбора с показателями согласия не оценивается

    Линейно-сегментная Кривая производителя (i) Более высокая точность
    (ii) Требуется много выражений
    Лю [54] Новая нелинейная формула Рейтинги WT Визуальное сравнение
    (ii) Учитывает точку перегиба на кривой 902 более точно, чем полиномиальные модели 4 (ii) iii) Простой метод
    (iv) Применяется для экономической диспетчеризации нагрузки, анализа надежности и нескольких турбин с корреляцией и без нее
    MAE, MAPE и RMSE (i) Параметры выводятся напрямую, нет необходимости в итерационной процедуре[1] Кривая 4PL
    Оценка параметров:
     Метод: метод наименьших квадратов и MLM
     Алгоритм: ES
    Фактические данные ветровой электростанции AE, RE (i) Метод наименьших квадратов лучше, чем метод MLM 902 (902) NN превосходит другие непараметрические модели
    (iii) Лучшая точность MLP
    (iv) Представлен метод невязки и контрольных диаграмм для онлайн-мониторинга
    (v) 4PL модели наименьших квадратов и модели -NN, предложенные для обнаружения аномалий
    Интеллектуальный анализ данных: -NN , MLP, случайный лес
    , дерево M5P и повышающее дерево

    Kusiak et al.[4] Кривая 4PL
    Оценка параметров:
     Техника: метод наименьших квадратов
     Алгоритм: ES
    Интеллектуальный анализ данных: -NN, MLP, дерево REP, дерево M5P и дерево мешков
    Кривая производителя
    Фактические данные ветровой электростанции

    MAE, AE, RE и средняя относительная ошибка
    (i) -NN превосходит другие непараметрические модели
    (ii) Фильтрация выбросов с помощью остаточного подхода и контрольной карты
    (iii) Предлагается применение для прогнозирования мощности и онлайн-мониторинга

    Ли и др.[17] Ann (MLP) Фактические данные ветровой фермы MSE (I) Лучше, чем традиционная модель
    (II), примененные для прогнозирования мощности

    1
    Li et al. [61] Регрессия
    ANN (MLP)
    Фактические данные ветровой электростанции RMSE (i) Сравнение обеих моделей
    (ii) Модель NN более точна
    (iii) Учтено влияние направления ветра

    Пеллетье и др.[62] ИНС (многоэтапные двухслойные MLP) Фактические данные ветровой электростанции Визуальная
    средняя ошибка, MAE
    (i) По сравнению с параметрическими, непараметрическими и дискретными моделями
    (ii) Рассмотрено шесть входных переменных

    54

    Üstüntaş и şahin [8] Mieme Squares Fitting (2-й порядок полиномиальный)
    CCFL
    Фактические данные ветровой фермы RMSE (I) модель CCFL более точной, чем Модель на основе метода наименьших квадратов

    Lydia et al.[24] Параметрическая модель: линейная сегментация, 4PL и 5PL
    Оценка параметров:
     Метод: метод наименьших квадратов
     Алгоритмы: GA, EP, PSO и DE ) 5P логистическая модель с параметрами, оцениваемыми с помощью DE, является наиболее точной среди параметрических моделей
    Непараметрическая модель: ИНС, кластеризация,
    интеллектуальный анализ данных (деревья моделей)
    ) Модель ИНС является наиболее точной среди непараметрических моделей

    Lydia et al.[36] 5PL Фактические данные ветропарка RMSE, MAE (i) Используется для оценки ветровых ресурсов

    4 Sohonietal. [35] 4PL и 5PL Фактические данные ветровой электростанции % ошибки в оценке энергии (i) Применяется для оценки энергии ветра [2] CCFL
    ANN
    -NN
    ANFIS
    Фактические данные ветровой электростанции MAE, RMSE
    MAPE, SD
    (i) ANN и NN работают лучше всего
    (ii) -NN54 худшие характеристики ( 90 ) Влияние направления ветра, учет температуры дает меньше ошибок
    (iv) Применение в онлайн-мониторинге

    Stephen et al.[10] Модель связки Фактические данные ветропарка (i) Рассмотрено совместное вероятностное распределение скорости и мощности ветра
    (ii) Предложены приложения для мониторинга состояния

    07

    4 Гилл и др. [11] Модель связки Фактические данные ветровой электростанции , , и хи-квадрат (i) Рассмотрено совместное вероятностное распределение скорости и мощности ветра
    (ii) Предложены приложения для мониторинга состояния

    Zeng and Qiao [37] Wavelet SVM для прогнозирования скорости ветра Фактические данные ветряной электростанции и кривая мощности производителя Прогноз
    (II) Наносится для короткого прогноза электроэнергии

    9 1316
    Models Данные, необходимые для моделирования Заверительные Demerits Приложения

    Полиномиальные модели
    (линейные, квадратичные, биномиальные, у.е. bic и Weibull)
    , , , и турбины (i) Простота
    (ii) Требуются ограниченные данные
    (iii) Простой расчет параметров
    (i) Не следуйте кривизне кривой мощности
    (ii ) Низкая точность
    (iii) Иногда для описания формы кривой используется более одного выражения
    Подходит для прогнозирования мощности и оценки энергии при первоначальной оценке ресурсов и проектировании небольших систем

    Кривая производителя фитинг Кривая производителя (i) Требуется меньше данных (i) Требуются данные кривой мощности производителя
    (ii) Достаточно точная
    (iii) Для точного представления кривой может потребоваться множество выражений
    Подходит для прогнозирования мощности и расчет энергии при начальной оценке ресурсов и проектировании малых систем

    Кубические сплайны 9 0760 Кривая производителя (i) Точная Fit (I) Дисперсия (i) Дисперсия данных не учитывается Прогноз энергии
    1
    4PL Модель Кривая производителя, фактические данные ветровой фермы (i) Рассмотрим точку перегиба на кривой; следовательно, форма кривой представлена ​​более точно, чем в более ранних моделях
    (ii) Требуется одно выражение
    (i) Асимметрия кривой не смоделирована Онлайн-мониторинг;
    необходимы дальнейшие исследования по прогнозированию мощности при проектировании и приложениях прогнозирования мощности смоделированы более точно, чем более ранние модели и модели 4PL
    (ii) Требуется одно выражение
    (i) Оценка параметров затруднена Требуются дальнейшие исследования в области прогнозирования мощности во время проектирования и прогнозирования мощности, а также применения онлайн-мониторинга

    ANN Фактические данные ветровой электростанции (i) Признано более точным, чем другие методы (i) Метод «черного ящика» Оценка ветровой энергии для определения размеров и прогнозирования мощности, а также приложения для онлайн-мониторинга, подходящие для группы турбин

    Кластери ng Фактические данные ветровой электростанции (i) Более точные, чем метод регрессии (i) Точность зависит от количества центров кластеров группа турбин

    -NN Фактические данные ветропарка (i) Переменная производительности в различных исследованиях (i) Точность обучения зависит от значения Le2 схема на основе Оценка ветровой энергии для определения размеров и прогнозирования мощности, прогнозирования и
    приложений онлайн-мониторинга, подходящих для группы турбин

    Деревья моделей (REP, M5P и дерево мешков) Фактические данные ветровой электростанции (i) Довольно точно (i) Много исследований отсутствует Применимость в прогнозировании мощности и
    o

    ANFIS Фактические данные ветровой электростанции обучение, следовательно, более быстрое обучение по сравнению с NN
    (iv) Настраиваемые функции принадлежности
    (i) Сложность вычислений Оценка ветровой энергии для определения размеров и прогнозирования мощности для торговли энергией Приложения онлайн-мониторинга, подходящие для группы турбин

    Копула-модель Фактические данные ветровой электростанции (i) Учитывает совместное распределение вероятностей скорости и мощности ветра
    (ii) Включает меры неопределенности в оценках производительности
    (i) Требуется усовершенствованный метод оценки параметров маргиналов Заявки на мониторинг состояния подлежат изучению

    9.Выводы

    Точное моделирование кривых мощности ВЭУ имеет решающее значение для успешного проектирования и эксплуатации любой системы преобразования энергии ветра. В этой статье представлен обзор различных подходов, используемых для моделирования кривой мощности ветряной турбины. Существует несколько методов моделирования, которые имеют свои преимущества и недостатки. Модели кривой мощности на основе полиномиальной аппроксимации, которые широко используются, просты в использовании и могут использоваться для прогнозирования мощности во время начальной оценки ресурсов и проектирования небольших систем.Четырех- и пятипараметрические модели кривых мощности на основе логистических функций, которые учитывают точку перегиба на этих кривых, являются многообещающими методами, которые могут помочь в уменьшении ошибок прогнозирования мощности и улучшении производительности при онлайн-мониторинге этих кривых. Также большинство моделей в более ранних работах разрабатываются по кривым производителей ветряных турбин. Тем не менее, кривые, предоставленные производителем, зависят от конкретной турбины и отражают их поведение в стандартных условиях испытаний. Их можно применять для прогнозирования мощности одиночных турбин и для мест с устойчивым ветром.Требуются улучшенные модели, которые могут отображать условия на крупных ветровых электростанциях с группой установленных турбин и участками со сложным рельефом. Кривые мощности, полученные на основе фактической скорости ветра и данных о выходной мощности ветряных электростанций, могут учитывать различные факторы, характерные для конкретной площадки, что приводит к улучшению моделей. Данные SCADA ветряной электростанции являются ценным ресурсом, который можно использовать для этой цели. Непараметрические методы моделирования кривой мощности, используемые в литературе, включают нейронные сети, кластеризацию, интеллектуальный анализ данных, ANFIS и модели связки.Непараметрические методы подходят для извлечения моделей из больших данных. Более того, эти модели могут легче учитывать влияние параметров, отличных от скорости ветра, на кривые мощности, чем параметрические модели. Обзор литературы показывает, что непараметрические методы ANN и ANFIS хорошо работают среди других моделей для приложений прогнозирования мощности и онлайн-мониторинга. Дальнейшие исследования должны быть сосредоточены на разработке кривых мощности для конкретных участков. Будущие модели должны иметь возможность минимизировать ошибки прогнозирования и должны быть пригодны для онлайн-мониторинга турбин.Следует изучить методы, позволяющие количественно определить отклонения кривой мощности от ожидаемых значений для выявления неисправностей турбины. Поскольку выходная мощность ветряных турбин сильно зависит от скорости ветра на потенциальном участке ветровой электростанции, выбор подходящей модели скорости ветра вместе с моделью кривой мощности является важным требованием для точного прогнозирования производительности ветровой электростанции. В этой статье также кратко рассмотрены различные методы моделирования скорости ветра. Можно сделать вывод, что выбор подходящей модели, метода решения и подходящих алгоритмов для конкретного приложения важен для эффективного моделирования и может внести значительный вклад в разработку надежной и эффективной энергосистемы на основе энергии ветра.

    Номенклатура
    1
    4 Выпуск мощности ветряной турбины (W)
    : скорость ветра (м / с)
    : Область охватывает лезвия ротора (M 2 )
    : : Плотность воздуха (кг / м 3 )
    : Коэффициент скорости солома
    : Угол шага (Степень)
    : Коэффициент питания ветра Turbine
    : Параметр формы Weibull PDF
    : : Масштаб Parameter Weibull PDF
    : Нарезанный ветер Скорость турбины (м / с)
    : оценивается скорость ветра турбины (м/с)
    : Отключение (или закрутка) скорости ветра турбины (м/с)
    : Номинальная мощность ветряка (Вт)
    4 : Эффективность ВТГ и соответствующего преобразователя
    : Векторный параметр параметрических моделей.
    Конкурирующие интересы

    Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации данной статьи.

    Ветер Power

    Теоретически мощность в движущемся воздухе — или ветер — можно рассчитать

    8 P = ρ A V 3 /2

    = ρ π d 2 V 3 /8 (1) /8 (1)

    где

    p = мощность (w)

    ρ = плотность воздуха (кг / м 3 )

    A = ветер площадь мельницы перпендикулярно ветру (м 2 )

    v = скорость ветра (м/с)

    π = 3..

    • Увеличение скорости ветра на 20% увеличит выработку электроэнергии на 73%.Скорость ветра при включении, номинальная скорость ветра, скорость ветра при выключении и номинальная мощность для ветряков с КПД 20% и 40% .

      Фактическая доступная мощность

      Фактическая доступная ветра может быть рассчитана

      = ξ ρ A V 3 /2

      ρ π D 2 V 3 /8 (2)

      , где

      ξ = Эффективность ветряной мельницы (в целом менее 0.4 — или 40%)

      Пример — энергия ветра

      Фактическая располагаемая мощность от ветряной мельницы диаметром 1 м , КПД 0,2 (20%) — при скорости ветра 10 м/с — Может быть рассчитан как

      P A = (0.2) (1,2 кг / м 3 ) π (1 м) 2 (10 м / с) 3 /8

          = 94,2 Вт

      Похожие мобильные приложения от The Engineering ToolBox

      — бесплатные приложения для автономного использования на мобильных устройствах.

      Онлайн-калькулятор энергии ветра

      Приведенный ниже калькулятор можно использовать для расчета доступной мощности ветряной мельницы:

      Генерируемая энергия ветра

      Энергия, вырабатываемая с течением времени, зависит от потенциальной выработки электроэнергии ветряной мельницей (как указано выше) — и как часто или сколько часов дует ветер — или, говоря более научным языком, — «частотное распределение скорости ветра» в фактическом местоположении.

      Добавить комментарий

      Ваш адрес email не будет опубликован.