Расчет ветроколеса с горизонтальной осью: Расчет ветроколеса с горизонтальной осью

Яковлев А.И., Затучная М.А. Расчет ВЭУ с вертикальной осью вращения

• формат doc
• размер 359.18 КБ
• добавлен 23 декабря 2009 г.

Расчет ветротурбин с вертикальной осью вращения/ А. И. Яковлев, М. А. Затучная. — Учеб. пособие по курсовому проектированию. — Харьков: Нац. аэрокосмический ун-т «Харьк. авиац. инс. », 2002 г. — 61 с. УДК 621.311.24
Разработана методика численного построения аэродинамических характеристик ветротурбины с вертикальной осью вращения на основании импульсной модели ветроколеса, а также геометрических и аэродинамических соотношений выбранного профиля лопасти. Приведен пример расчета на ба-зе описанной модели.
Для студентов, обучающихся по специальности «Нетрадиционные источники энергии».

Смотрите также

• формат doc
• размер 1. 83 МБ
• добавлен 05 января 2011 г.

Симферополь – Национальная академия природоохранного и курортного строительства, 2010 г. 83 стр. Методическое пособие для дипломного проектирования «Расчет системы автономного энергоснабжения с использованием фотоэлектрических преобразователей» для студентов специальностей 6.090504 «Нетрадиционные источники энергии», 6.050701 «Электротехника и электротехнологии». Задание для расчета. Расчет освещения по методу удельной мощности. Расчет фотоэлект…

• формат djvu
• размер 8.92 МБ
• добавлен 30 января 2011 г.

Под ред. доц. С. Б. Минут. Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, Москва, 1952, 602 с. Книга содержит описание устройства локомобилей, историю развития отечественного локомобилестроения, теорию и расчет узлов и деталей локомобиля.

В книге дан расчет котла, паровой машины и основных элементов парораспределения и регулирования в паровой машине локомобиля. Помимо этого, в книге приведены сведения о материалах…

• формат djvu
• размер 2.82 МБ
• добавлен 30 августа 2011 г.

Учеб. пособие. СПб.: Изд-во СШГТУ, 1999. 49с. Для ветроэнергетических установок (ВЭУ) башенного типа с горизонтальной осью вращения дана методика использования различных расчетных схем для определения собственных частот и собственных форм колебаний сооружения “ВЭУ-фундамент”, колеблющегося на линейно-деформируемом основании. Рассмотрены также некоторые аспекты расчетов сооружения при вынужденных колебаниях и при сейсмическом воздействии по линейн…

program

• формат dwg, txt, doc
• размер 860. 85 КБ
• добавлен 03 июня 2010 г.

Предлагаемый комплект программ позволяет рассчитать геометрические параметры ветроколеса с горизонтальной осью вращения по заданной потребной мощности и скорости ветра. Результат – текстовый файл с координатами точек сечений лопасти, который легко преобразуется в текстовом редакторе в файл сценария AutoCAD и т. д.

Контрольная работа

• формат docx
• размер 1.25 МБ
• добавлен 12 ноября 2011 г.

Объем работы 50 с. Электроснабжение поселка предполагается производить от нескольких ВЭУ и ДЭС. В работу входит: выбор мощности и количества ВЭУ; расчет электрической нагрузки проектируемого объекта; ветроэнергетический расчет; выбор количества ветроэнергетических установок; выбор режима работы ВЭУ и компоновки гондолы; выбор места расположения ВЭУ; компоновка распределительного устройства и расчет защитно-коммутационной аппаратуры; определение к. ..

• формат pdf
• размер 1.37 МБ
• добавлен 21 сентября 2010 г.

Учебное пособие. – Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2010. – 69 с. В учебном пособии изложен теоретический и практический материал для проведения практических занятий по курсу «Нетрадиционные возобновляемые источники энергии». Представлены задания по расчету мощности солнечных батарей, ветроэнергетической установки, малой ГЭС. Материал представлен в объеме, предусмотренном государственными стандартами. СОДЕРЖАНИЕ: ВВЕДЕНИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИ…

Практикум

• формат jpg
• размер 22.37 МБ
• добавлен 30 ноября 2010 г.

Низкопотенциальные и альтернативные источники энергии. Методические указания к контрольной работе “Расчет системы солнечного теплоснабжения” для студентов Запорожской Государственной Инженерной Академии специальности “Теплоэнергентика” заочной формы обучения / Сост. А. В. Шперный, С. Е. Чижов, Н. Ю. Бердышев. – Запорожье: Изд-во ЗГИА, 2003. – 36 с.: ил. В данной методичке описывается расчет системы солнечного теплоснабжения (ССТ). Для этого рассч…

• формат djvu
• размер 3.02 МБ
• добавлен 28 марта 2010 г.

МАШГИЗ, Москва, 1955 г. Теория, конструкции и расчет газификации топлива, очистки газа и сгорания газа в тракторных газогенераторных установках.

• формат pdf
• размер 2.76 МБ
• добавлен 23 декабря 2009 г.

Учеб. пособие по курсовому проектированию/ А.

И. Яковлев, М.А. Затучная, В.Н. Меркушев, В.Н. Пашков. — Харьков: Нац. аэрокосмический ун-т «Харьк. авиац. ин-т», 2001. — 78 с. На основании модифицированной струйной теории ветродвигателей с горизонтальной осью вращения разработана методика построения численным методом аэродинамических характеристик ветротурбин пропеллерного типа с заданными геометрическими параметрами профиля лопасти. Приведен алгор…

• формат pdf
• размер 876.41 КБ
• добавлен 23 декабря 2009 г.

Учеб. пособие по курсовому проектированию/ Под редакцией д-ра техн. наук, проф. Ю. А. Крашаницы. — Харьков: Нац. аэрокосм. ун-т «Харьк. авиац. ин-т», 2003. — 125 с. Рассмотрена методика численного построения геометрических параметров лопасти ветротурбины с горизонтальной осью вращения на основании импульсной модели ветроколеса, а также на основании геометрических и аэродинамических соотношений выбранного профиля лопасти.

Изложена методика расчет…

Расчет вертикального ветряка для начинающих

Главная

>Расчеты ветряков

Расчет вертикального ветряка по сути ни чем не отличается от расчета обычного горизонтального. Но в расчете есть свои особенности так-как вертикальные ветряки типа “Бочка” работают не за счет подъемной силы, а за счет давления ветра на лопасти. Далее я приведу пример расчета ветряка в общих чертах. Расчет хоть и довольно точный, но он дает общее представление о мощности ветрогенератора, но не учитываются многие факторы, которые могут значительно влиять на реальный результат.

Для примера фото вертикального ветряка типа “Бочка”

К примеру мы хотим сделать ветрогенератор типа “Бочка” размером по ширине 2 метра, и высотой 3 метра. Количество лопастей не имеет особого значения, и скажем у нас 4 полукруглых лопасти. 3– Скорость ветра в кубе м/с

0.6 – это скорость ветра. Ветер движущийся в пространстве принимается за единицу, но ветер при подходе к любому препятствию теряет свою скорость и мощность. Так-как потери в скорости нам не известны, то будем брать 0.6, это с учетом того что ветер потеряет скорость на 33%.

Дополнительно формула расчета площади круга S=πr2, где

π– 3,14

r– радиус окружности в квадрате

Вообще вертикальные ветряки подобно рекламным щитам ветер тормозят очень сильно, и перед препятствием образуется воздушная подушка, натыкаясь на которую новые порции ветра расходятся по сторонам и 30-40% энергии ветра уходит не принимая участия в давлении на лопасти. По-этому общий КПД, или по правильному КИЭВ ветроколеса у вертикальных ветряков достаточно низкий и составляет всего 10-20% от энергии ветра.

Из анализа самодельных вертикальных ветряков КИЭВ в основном 10% всего, но мы-же оптимисты, по-этому я буду брать КИЭВ 0. 2, хотя здесь еще не учитывается КПД генератора и трансмиссии.

Далее по формуле подставляя данные для этого ветроколеса получается что:

0.6*6*2*2*2*0.2=5,76 ватт при 2м/с

0.6*6*3*3*3*0.2=19,44 ватт при 3м/с

0.6*6*4*4*4*0.2=46,08 ватт при 4м/с

0.6*6*5*5*5*0.2=90 ватт при 5м/с

0.6*6*7*7*7*0.2=246 ватт при 7м/с

0.6*6*10*10*10*0.2=720 ватт при 10м/с

Теперь понятно на что способен данный ротор. Далее нам нужно подогнать генератор к этому ротору чтобы генератор смог вырабатывать максимально возможную мощность, которая имеется на роторе, и при этом не перегружать ротор – чтобы он мог вращаться и его обороты сильно не падали. Иначе толку не будет, выработка энергии сильно упадет. Чтобы подогнать генератор нам нужно узнать обороты ветроколеса на каждой скорости ветра.

В отличие от горизонтальных ветряков, где скорость вращения кончиков лопастей обычно в 5 раз быстрее скорости ветра, вертикальный ветрогенератор не может вращаться быстрее скорости ветра. Это связано с тем что тут ветер просто толкает лопасть, и она начинает двигаться с потоком проходящего ветра. А горизонтальный винт работает за счет подъемной силы, которая образуется у тыльной части лопасти, и она выдавливает лопасть вперед, и тут обороты ограничиваются только аэродинамическими свойствами лопасти и подъемной силой.

Вдаваться в подробности не будем, и вернемся к нашему ветроколесу. Чтобы высчитать обороты ротора размером 2*3 метра, где ширина ротора 2 метра, нужно узнать длину окружности ротора. 2*3,14=6.28 метра, то-есть за один оборот кончик лопасти проходит путь в 6.28 метра. Это значит что в идеале полный оборот ротор сделает за проходящий поток ветра длинной 6.28 метра. Но так-как энергия тратится на вращение, на трансмиссию, да еще и на вращение генератора – который нагружен аккумулятором, то обороты упадут в среднем в два раза. И того полный оборот ротор сделает за 12 метров потока ветра.

Тогда получается так, если ветер 3м/с, то при этом ветре за секунду ротор сделает 0,4 оборота, а за 4 секунды полный оборот. А за минуту при ветре 3м/с будет 60:4=15об/м.

При 3м/с 12:3=4, 60:4=15об/м

При 4м/с будет 12:4=3, 60:3=20об/м.

При ветре 5м/с 12:5=2.4, 60:2.4=25об/м.

При 7м/с 12:7=1.71, 60:1,71=35об/м

При 10м/с 12:10=1.2, 60:1.2=50об/м

С оборотами ветроколеса я думаю теперь понятно, и они известны. Чем больше в диаметре ветроколесо, тем меньше его обороты относительно скорости ветра. Так к примеру ветроколесо диаметром 1 метр будет крутится в два раза быстрее чем ветроколесо 2м в диаметре.

Теперь нужен генератор, который на этих оборотах должен вырабатывать мощность не более чем может выдать ветроколесо. А если генератор будет мощнее, то он перегрузит ротор, и тот не сможет раскрутится до своих оборотов, и в итоге обороты будут низкие и общая мощность. При ветре 3м/с у нас 15 об/м, и мощность ветроколеса 19 ватт, вот нужно чтобы генератор нагружал ротор не более 19ватт. Это с учетом КПД редуктора (если он имеется) и КПД самого генератора. КПД редуктора и генератора обычно не известны, но на них тоже значительные потери, и в общем на этом теряется 20-50% энергии, и на выходе на аккумулятор уже поступает всего 50%, это в нашем случае 10ватт примерно.

Если генератор перегрузит ветроколесо, то его обороты не выйдут на номинальные, и будут значительно ниже скорости ветра. От этого упадут обороты генератора и его мощность. Плюс еще значительно медленные по скорости лопасти относительно ветра, будут его сильно тормозить и ветер будет разбегаться в стороны, в итоге мощность ветроколеса упадет еще больше. Так со слишком мощным генератором энергии на аккумулятор будет в разы меньше чем могло бы быть. Или наоборот, когда генератор слишком слабый и при 15об/м ветроколеса не может на полную нагрузить ветроколесо, то то-же получается что мы берем гораздо меньше энергии от возможной.

В итоге генератор должен соответствовать по мощности ветроколесу, только так мы можем снять максимально возможную мощность ветроколеса. Это можно сказать самая сложная задача так-как генератор может абсолютно разных характеристик напряжения и тока к оборотам. Чтобы подобрать генератор его нужно покрутить на аккумулятор и измерить отдаваемую энергию, или просчитать по формулам. А далее уже пробовать подгонять к ветроколесу.

К примеру у вашего генератора при 300об/м 1Ампет на АКБ 14вольт, это примерно 14ватт, а ветроколесо выдает 19ватт при 15об/м. Значит мультипликатор нужен 1:20 чтобы генератор крутился при этом на 300об/м. При 5м/с обороты ветроколеса 25об/м, а генератор значит будет вращаться со скоростью 500об/м. Мощность ветроколеса у нас при этом всего 90ватт, а генератор превышает по мощности и дает 200ватт. Так не пойдет ветроколесо просто будет медленно вращаться и свои 90ватт не выдаст – а 200ватт тем-более. Выход – или жертвовать началом зарядки и делать редуктор 1:15, или увеличивать по высоте ветроколесо в два раза чтобы ветроколесо потянуло генератор.

Так нужно чтобы генератор соответствовал по мощности и оборотам на всем диапазоне вращения ветроколеса. А если генератор не-дотягивает по мощности, то нужно или увеличивать передаточное число мультипликатора, или уменьшать ротор чтобы добиться баланса между оборотами и мощностью ветроколеса и генератора. Часто люди вообще без всяких расчетов ставят генераторы от чего найдут, и строят ветроколесо насмотревшись видео с ютюба, а в итоге получается что ветрогенератор не работает на малом ветру и по мощности просто мизер совсем.

Проектирование и эксперименты ветровой турбины с горизонтальной осью мощностью 1 МВт

Журнал энергетики и энергетики
Том 2 № 1 (2014 г.), идентификатор статьи: 42150, 8 стр. DOI: 10.4236/jpee.2014.21002

Проектирование и испытание ветровой турбины с горизонтальной осью мощностью 1 МВт

Мигель Толедо Веласкес, Марселино Вега Дель Кармен, Хуан Абугабер Франсис, Луис А. Морено Пачеко, Гилибальдо Толентино Эслава , Мексика DF, Мексика.

Электронная почта: [email protected], marcelino_vega@hotmail. com, [email protected], [email protected], [email protected]

Copyright © 2014 Miguel Toledo Velázquez et al. Это статья с открытым доступом, распространяемая в соответствии с лицензией Creative Commons Attribution License, которая разрешает неограниченное использование, распространение и воспроизведение на любом носителе при условии надлежащего цитирования оригинальной работы. В соответствии с лицензией Creative Commons Attribution License все авторские права © 2014 принадлежат SCIRP и владельцу интеллектуальной собственности Miguel Toledo Velázquez et al. Все авторские права © 2014 охраняются законом и SCIRP в качестве опекуна.

Поступила в редакцию 8 октября ^th , 2013; пересмотрено 11 ноября ^th , 2013; принято 21 ноября ^st , 2013

Ключевые слова: Проектирование ветряных турбин; ДЕЛАТЬ СТАВКУ; БЭМ; Коэффициент скорости наконечника; Совет потерял фактор; HAWT

АННОТАЦИЯ

В этой работе был выполнен аэродинамический расчет ветровой турбины с горизонтальной осью мощностью 1 МВт с использованием теории импульса элемента лопасти (BEM). Сгенерированная конструкция была масштабирована и построена для целей испытаний на нагнетании осевого вентилятора диаметром 80 см. Теория полосы использовалась для оценки аэродинамических характеристик. В численных расчетах был проведен сравнительный анализ кривых производительности с добавлением все более поправочных коэффициентов к исходному уравнению идеального потока, чтобы уменьшить погрешность относительно реальных рабочих значений, полученных в ходе экспериментальных испытаний. Поправочными факторами, введенными в уравнение идеального потока, были коэффициент потерь на наконечнике и коэффициент сопротивления. Результаты BEM показали хорошую аппроксимацию с использованием экспериментальных данных для отношения скоростей наконечника меньше проектного. Наилучшая аппроксимация расчета коэффициента мощности была для передаточного числа законцовок менее 6. Метод МГЭ является инструментом для практических расчетов и может использоваться для проектирования и оценки ветряных турбин, когда скорость потока не слишком турбулентна, а компоненты радиальной скорости незначительный.

1. Введение

Ветряная турбина с горизонтальной осью является наиболее эффективной и разработанной для крупномасштабного производства электроэнергии. Исследования сосредоточены в первую очередь на уменьшении размера турбины для снижения затрат на производство и установку [1-7], однако новые тенденции проектирования в порядке важности заключаются в повышении эффективности, повышении устойчивости к динамическим нагрузкам, уменьшении массы и снижении акустического шума. эмиссия. В общем, есть много параметров, влияющих на хорошую конструкцию ветряных турбин [8,9].]. Среди основных параметров номинальная скорость ветра, скорость кончика и прочность. КПД ветряной турбины зависит от отношения скоростей законцовок, определяемого отношением тангенциальной скорости на вершине ротора и скорости атмосферного ветра. Турбины с верхними скоростями более трех полезны для производства электроэнергии. Конструкции, широко используемые для производства электроэнергии в больших масштабах, представляют собой роторы Дарье и роторы с горизонтальной осью из трех или двух лопастей.

Чтобы максимизировать ветровой ресурс и свести к минимуму производственные затраты и затраты на установку, появились усовершенствованные конструкции, позволяющие увеличить мощность на единицу от двух до десяти раз по сравнению с мощностью, генерируемой трехлопастным ротором, в то время как эти системы имеют некоторые недостатки в отношении к традиционным системам. Диффузорная система, показанная на рис. 1, обеспечивает энергетическое преимущество в два-три раза по сравнению с обычной системой, являющейся бесшумной машиной, а лопасти не требуют сложных аэродинамических профилей. В настоящее время единственным недостатком этой системы является ее масштабирование до мощностей более 1 МВт.

Системы с двумя или несколькими роторами обеспечивают лучшие аэродинамические характеристики, чем ограничение Беца. Для двойного ротора, вращающегося в противоположном направлении на рисунке 2(а), мощность, полученная каждым ротором, суммируется на жестком валу, что дает максимальный теоретический выход 69%.

Для систем с несколькими роторами, вращающимися в одном направлении и с гибким валом, может быть достигнуто

(a)(b)

Рисунок 1. Ветряные турбины с диффузорной системой. а) ветровая линза; (б) ФлоДизайн.

(a)(b)(c)

Рисунок 2. Нестандартные конструкции. а) двойной ротор; (b) несколько роторов; (c) Несколько роторов с гибким валом (Selsam).

в десять раз больше мощности обычного ветряного двигателя с горизонтальной осью на рисунках 2(b) и (c). Это энергетическое преимущество достигается за счет того, что гибкий вал позволяет перемещать роторы в зоны свободного потока с более высокой плотностью энергии, чем поток за входным ротором. Основным недостатком этих систем является генерация шума и масштабирование до мощности в несколько мегаватт, и их основное использование – для жилых помещений.

Ветродвигатель с горизонтальной осью и тремя лопастями применяется для выработки большой электроэнергии в диапазоне мощностей от нескольких десятков ватт до мультимегаваттных машин.

2. Аэродинамика ветряной турбины

На рис. 3 показана диаграмма силы и скорости элемента лопасти. Ротор приводится в движение воздушным потоком со скоростью U _∞ и вращается со скоростью ω. Лопасть дифференциального элемента движется с тангенциальной скоростью ωr. Сумма скорости ветра и тангенциальной скорости дает относительную скорость V _р . Этот поток создает результирующую силу, состоящую из подъемной силы, перпендикулярной относительной скорости, и силы сопротивления, направленной в направлении относительной скорости. Составляющей подъемной силы на плоскости вращения ротора является сила, вызывающая вращение турбины в противоположную сторону; сила сопротивления противодействует вращению и представляет собой потерю энергии.

Выход зависит от скорости ротора. Отношение ТО

Рис. 3. Диаграммы скоростей и сил в элементе лопасти [12].

определяет скорость одной турбины, это передаточное отношение скорости наконечника (TSR). TSR представляет собой отношение между тангенциальной скоростью и скоростью набегающего потока, уравнение (1).

(1)

Основными параметрами, определяющими поведение кривых крутящего момента и КПД для каждой конфигурации, являются количество лопастей несущего винта, радиальное распределение хорды, аэродинамические характеристики аэродинамического профиля и распределение углов закручивания. С энергетической и конструктивной точки зрения в работе важно поведение потока за ротором. Высокие градиенты давления в следе вызывают вибрацию и потери эффективности. Вклад мощности в лопатку увеличивается в радиальном направлении. Но в районе острия коэффициент мощности уменьшается из-за вихреобразования. Это явление можно значительно уменьшить, изменив форму наконечника [10,11].

3. Методология

Процесс проектирования и анализа ветровой турбины мощностью 1 МВт показан на рисунке 4. Процесс начинается с ввода проектных параметров в компьютерную программу, разработанную в MATLAB ^® , которая называется VDTURBINE. Эта программа была создана для решения расчетных уравнений, которые будут показаны в следующем разделе этой статьи. Параметры конструкции, введенные в

Рисунок 4. Общая процедура.

программа номинальная мощность, предлагаемые нами аэродинамические характеристики, скорость набегающего потока, плотность воздуха и тип аэродинамического профиля. Программа имеет интерфейс с Xfoil и затем получает значения коэффициентов подъемной силы и сопротивления по углу и длине хорды в каждом радиальном сечении лопасти. Эти значения необходимы для проектирования и расчета коэффициента мощности.

Когда компьютерная программа получает предварительную геометрию, она линеаризуется, чтобы уменьшить поверхность лопасти и тем самым уменьшить материал, используемый для ее изготовления. Затем линеаризованная геометрия подвергается двум процессам анализа: числовому и экспериментальному. Для экспериментального анализа в программе VDTURBINE разработан расчет коэффициента мощности для указанных нами условий.

Для этого случая проведем сравнение характеристик ветродвигателя при учете определенных поправочных коэффициентов в модели идеального потока. Тогда мы предлагаем три случая, первый – расчет коэффициента мощности без учета поправочного коэффициента к уравнению идеального потока. Во втором случае мы учитываем только коэффициент потерь острия, а в третьем случае учитываются коэффициент потерь острия и сопротивление.

В экспериментальной части линеаризованная конструкция была масштабирована для разработки экспериментальных испытаний осевого вентилятора диаметром 80 см. Масштабная конструкция изготовлена ​​из стекловолокна и полиэфирной смолы диаметром, равным диаметру вентилятора. Затем ротор присоединяется к электрическому генератору для извлечения мощности турбины, когда она находится перед воздушным потоком. Из показаний напряжения и электрического тока в электрогенераторе и показаний скорости ветра рассчитываются коэффициенты мощности для различных передаточных чисел законцовок ротора. Наконец, было проведено сравнение численных результатов с экспериментальным тестом, чтобы определить точность численных расчетов по отношению к экспериментальным результатам для различных условий потока.

4. Проектирование ветряной турбины

В этом документе разрабатывается конструкция ветряной турбины мощностью 1 МВт с использованием теории элементов лопасти (BET) и импульса (BEM) для каждого элемента лопасти. Процедура разрабатывает предварительный проект лопаток турбины путем решения уравнений (2)-(7) для каждого дифференциального элемента лопатки в каждом радиальном положении.

(2)

(3)

(4)

где

(5)

(6)

(7)

8 баллов и скорости ветра 8 м/с для достижения их номинальной мощности 1 МВт. Результирующая геометрия задается для идеальных условий уравнениями (2) и (4) с учетом потерь на конце лопастей.

Характеристики геометрии, показанной на рисунке 5, оцениваются по уравнениям, полученным на основе комбинированной теории элемента модели лопасти в одном измерении и анализа импульса в каждом элементе лопасти, известного как теория полосы, уравнения (8) и (9). Эти уравнения содержат коэффициент потерь на наконечнике и коэффициент лобового сопротивления для лучшего приближения характеристик турбины.

(8)

(9)

(10)

(11)

Уравнения (10) и (11) используются для расчета коэффициента осевой индукции, когда значение, рассчитанное по уравнению (8), превышает 0,4 или когда коэффициент тяги больше 0,96f [12]. Решение уравнений (8) и (9) представляет собой итерационный процесс. Цикл завершается, когда достигается желаемая точность коэффициентов индукции и процедура применяется для каждого элемента лопасти. После расчета коэффициентов индукции коэффициент мощности находится из приведенного ниже уравнения (12). Для расчета предложена вычислительная программа VDTURBINE для решения аэродинамической конструкции и расчета ветрового ротора.

(12)

Некоторые важные результаты показаны на рисунках ниже. Урожайность построена в зависимости от отношения радио. Вклад мощности вблизи корневой области плохой. Это увеличивается пропорционально к наконечнику и изменяется вблизи наконечника, где коэффициент мощности изменяется в направлении уменьшения его величины, рисунок 6.9.0006

В практической конструкции геометрия корня не имеет достаточного значения, поскольку вклад мощности меньше, чем в наконечнике. Однако наиболее важный вклад в мощность приходится на область вблизи кончика, примерно от 70% до 90% радиального расстояния. Рисунок 5. Предварительная геометрия.

Рис. 6. Износостойкость элемента лезвия.

таким образом снизить производственные затраты в реальном масштабе. Это было достигнуто с учетом сечения лопаток, где вклад мощности достигает от 60% до 80% номинальной мощности.

Новая геометрия лопастей рассчитана путем линеаризации хорды на рис. 5 между 70% и 90% радиальной длины, где вклад мощности составляет около 80% от общей мощности. Уравнение (13) показывает выражение, полученное в результате линеаризации.

(13а)

(13б)

Линеаризованная геометрия с уравнениями (13a) и (13b) и урожайность показаны на рисунке 7. Уменьшение площади в линеаризованной геометрии составляет примерно одну треть, рисунок 7(a). Производительность новой геометрии немного снизилась, и эта жертва снизила производственные затраты на турбину (рис. 7(b)).

Окончательные расчетные параметры приведены в таблице 1. Расчет выполнен для турбины с фиксированной скоростью и переменным шагом лопастей. Расчетной скоростью считается скорость, при которой достигается номинальная мощность. Производительность турбины сильно зависит от скорости вращения кончика и прочности лопасти. Между этими двумя параметрами существует обратная зависимость, поэтому необходимо обеспечить хороший баланс между ними, чтобы обеспечить оптимальную производительность при проектных условиях. Ветряные турбины с более высокой прочностью могут противостоять сильным ветрам, однако для их строительства требуется больше материала. Вот почему турбины обычно проектируются с учетом того, что скорость лопасти не превышает 0,3 Маха, чтобы избежать явления существенной сжимаемости, которое приводит к прогрессирующему повреждению машины. Обычные значения скорости вращения в современных турбинах составляют от 60 до 80 м/с.

6. Экспериментальная установка

Линеаризованная конструкция ветряной турбины с горизонтальной осью наращивается для испытаний на нагнетании осевого вентилятора диаметром 0,8 м. Диаметр турбины должен быть меньше или равен диаметру вентилятора. Рассматривая использование диаметра вентилятора для масштабирования, мы должны учитывать в основном два параметра: отношение скоростей лопасти и число Рейнольдса. В таблице 1 приведены характеристические параметры турбины в реальном размере и турбины в масштабе. Ротор в масштабе показан на рис. 8. Он был изготовлен из стекловолокна и полиэфирной смолы. Лопасти имеют механизм изменения угла атаки для управления скоростью вращения несущего винта.

Продолжается экспериментальная разработка в соответствии с экспериментальной матрицей, представленной в таблице 2. Поскольку необходимо было знать производительность турбины при изменении передаточного числа законцовок, она была установлена ​​в диапазоне минимума и максимума работы, который характерен для коммерческого ветра. турбин, оно было между 4 и 11. Для каждого передаточного числа скорости ветра была фиксирована скорость ветра в 8 м/с, а угловая скорость варьировалась для изменения тангенциальной скорости на концах лопастей путем изменения угла наклона лопастей, уравнение (1).

Для каждого отношения скоростей наконечника устанавливается оптимальный угол наклона для измерения электрической мощности электрогенератора, P _e . КПД генератора η _gen равен 0,8. По данным на выходе генератора и скорости ветра вентилятора рассчитывается производительность, определяемая уравнением (14).

(14)

(a)(b)

Рис. 7. Линеаризованная геометрия. а) линеаризованная геометрия; (b) Кривая доходности нормального дизайна и линеаризованной геометрии.

Таблица 1. Параметры ротора.

Таблица 2. Экспериментальная матрица.

, где P _e — электрическая мощность, η _gen — мощность генератора, E — напряжение, а I — электрический ток.

7. Окончательные результаты

Теория БЭМ обеспечивает двумерный анализ турбины. На результаты влияет ошибка в значении коэффициента подъемной силы, который должен быть 3D-анализом. Другие турбулентные явления также вносят ошибки в расчеты аэродинамических характеристик. БЭМ не учитывает компоненты скорости в радиальном направлении, и влияние лопастного элемента не учитывается при расчете других элементов.

Явления потери в корне и на конце являются приблизительными только с учетом поправочных коэффициентов. Вращательный след и градиенты давления, которые при этом переносятся, также не учитываются. Все эти явления приводят к значительным ошибкам в расчете производительности, в основном для больших передаточных чисел законцовок.

На рис. 9 показано сравнение аэродинамических характеристик, достигнутых ветровым ротором, разработанным в этой работе, при использовании различных моделей для прогнозирования коэффициента мощности.

Сравнение основано на численном анализе с использованием идеализированной модели, в которой не учитываются аэродинамические потери, другой, учитывающей только коэффициент потерь на конце, и еще одной, учитывающей коэффициент потерь на конце и аэродинамическое сопротивление.

На рис. 9 показано увеличение аэродинамических характеристик, когда в уравнениях не учитываются коэффициент потерь на конце и сопротивление, идеальные условия, пунктирная линия, и показаны наилучшие характеристики, поскольку не учитывается фактор потерь. Для этого условия производительность турбины составляет 0,4739. Пунктирная линия показывает расчет, учитывающий только коэффициент потерь на наконечнике без учета лобового сопротивления, для этого условия доходность составила 0,4613. Сплошная линия показывает расчет с использованием коэффициента потерь наконечника и лобового сопротивления, для этого условия текучесть имеет более низкое значение текучести и ожидается, что она будет наиболее близкой к экспериментальным данным.

Результаты эксперимента с осевым вентилятором показаны на рисунке 10 вместе с результатами, полученными с помощью BEM, уравнения (8)-(12). Несоответствие результатов наиболее заметно для коэффициента скорости законцовки более 6. Это означает, что при наличии эффектов турбулентного потока расчеты для определения аэродинамических характеристик становятся менее предсказуемыми.

Для условий высокой турбулентности целесообразнее использовать трехмерный анализ. Однако с помощью этой работы мы можем установить предел скорости, при котором использование теории БЭМ является точным для расчета эффективности турбины и, таким образом, сэкономить время вычислений с помощью более мощного метода, такого как вычислительная гидродинамика.

Относительная погрешность, рассчитанная по отношению к экспериментальной и БЭТ, превышает 10 % для отношения скоростей законцовок больше 7. Эти результаты демонстрируют плохую работу уравнений (8)–(12) для расчета энергии турбины в высокотурбулентных потоках. . Теория БЭМ — это практический инструмент для быстрых расчетов, дающий представление о том, как работает ветряная турбина. Если требуются более точные результаты, следует прибегать к методам CFD.

   

Рис. 8. Ротор в масштабе и экспериментальная установка.

Рисунок 9. Сравнение доходности с использованием различных поправочных коэффициентов.

Рис. 10. МГЭ и результаты эксперимента.

8. Заключение

Теория БЭМ является полезным инструментом для быстрого расчета производительности турбины. Для практических целей этот метод дает приблизительные результаты при малых скоростях острия, когда турбулентные и трехмерные эффекты не столь заметны. Экспериментальные данные могут улучшить теорию BEM для достижения лучших результатов путем корректировки коэффициентов. Экспериментирование позволяет разграничить область, где можно получить надежные результаты с помощью БЭМ. Для целей проектирования крупномасштабных ветряных турбин комбинированной теории конструкции лопастей недостаточно для обеспечения оптимальных характеристик для выработки электроэнергии. Для достижения эффективного проектирования следует использовать другие методы проектирования, использующие простые качества БЭМ. Комбинирование БЭМ и любого алгоритма оптимизации целесообразнее для разработки более сложной конструкции.

ССЫЛКИ

1. Л. Баттисти, Г. Сораперра, Р. Федрицци и Л. Занне, «Обратный расчетный импульс, метод предварительного проектирования ветряных турбин с горизонтальной осью», Журнал физики: серия конференций, том. 75, 2007 г., идентификатор статьи: 012013.
2. Л. Фингерш, М. Хэнд и А. Лаксон, «Стоимость проектирования ветряных турбин и модель масштабирования», Технический отчет NREL/TP-500-40566, EUA, 2006 г.
3. R Ланцафаме и М. Мессина, «Гидродинамика ветряных турбин: критический анализ, оптимизация и применение теории БЭМ», Возобновляемая энергия, Vol. 32, 2007, стр. 2291-2305. http://dx.doi.org/10.1016/j.renene.2006.12.010
4. P. Malhotra, R. W. Hyers, J. F. Manwell и J. G. McGowan, «Обзор и исследование конструкции систем испытания лопастей для ветряных турбин промышленного масштаба». », Обзоры возобновляемых и устойчивых источников энергии, Vol. 16, 2012, стр. 284-292. Ченг, Р.-Н. Ли, К.-Х. Ян и В.-Р. Ху, «Критерий аэродинамических характеристик крупномасштабных морских ветряных турбин с горизонтальной осью», Прикладная математика и механика (английское издание), Vol. 31, № 1, 2010, стр. 13-20.
5. Р. Ланцафаме и М. Мессина, «Конструкция и характеристики двухшаговой ветряной турбины с нескрученными лопастями», Возобновляемая энергия, Том. 34, 2009, стр. 1413-1420. http://dx.doi.org/10.1016/j.renene.2008.09.004
6. X. Liu, Y. Chen и Z. Q. Ye, «Модель оптимизации лопастей ротора ветряных турбин с горизонтальной осью», Frontiers of Machine Engineering in Китай, Том. 2, № 4, 2007, стр. 483-488. http://dx.doi.org/10.1007/s11465-007-0084-9
7. М. Юречко и др., «Оптимизация лопастей ветряных турбин», Журнал технологий обработки материалов, Vol. 167, 2005, стр. 463-471. http://dx.doi.org/10.1016/j.jmatprotec.2005.06.055
8. К. Маки, Р. Сбрагио и Н. Влахопулос, «Проектирование системы ветровой турбины с использованием многоуровневого подхода к оптимизации», Возобновляемая энергия, Том. 43, 2012, стр. 101–110.
9. Чжан В., Маркфор С. Д. и Порт-Агель Ф. Структура течения в ближнем следе от ветровой турбины в турбулентном пограничном слое // Эксперименты с жидкостями. 52, № 5, 2012, стр. 1219-1235. http://dx.doi.org/10.1007/s00348-011-1250-8
10. Z. F. Yang, P. Sarkar и H. Hu, «Визуализация концевых вихрей в следе ветровой турбины», Journal of Visualization, Vol. . 2012. Т. 15, № 1. С. 39.-44. http://dx.doi.org/10.1007/s12650-011-0112-z
11. Э. Хау, «Ветряная турбина, основы, технологии, применение, экономика», Springer, Берлин, 2006 г.
12. Д. М. Сомерс, « Аэродинамические поверхности S830, S831 и S832», Отчет о субконтракте, NREL, 2005.
13. M.V.D. Carmen, «Medicion de CapaLímite en el Perfil Aerodinámico S830 para TurbinaEólica», IPN, SEPI, ESIME, ZACATENCO, México DF, 2011.
. Теоретическая и экспериментальная мощность больших ветряных турбин с горизонтальной осью (Технический отчет) Теоретическая и экспериментальная мощность больших ветряных турбин с горизонтальной осью (Технический отчет) | ОСТИ.GOV

перейти к основному содержанию

• Полная запись
• Другие родственные исследования

Представлен метод расчета выходной мощности больших ветряных турбин с горизонтальной осью. Даны модификации характеристик аэродинамического профиля и импульсной части классической теории импульса элемента лопасти, которые улучшают корреляцию с измеренными данными. Улучшение особенно заметно при низких передаточных числах законцовок, когда может произойти аэродинамический срыв, поскольку лопасть испытывает большие углы атаки. Выходная мощность, рассчитанная с использованием модифицированной теории, сравнивается с измеренными данными для нескольких крупных ветряных турбин. Размер этих ветряных турбин варьируется от 100 кВт Mod-O Министерства энергетики / НАСА (диаметр ротора 38 м) до Mod-1 мощностью 2000 кВт (диаметр ротора 61 м). Результаты расчетов хорошо согласуются с данными измерений этих машин.

Авторов:

Витерна, Лос-Анджелес; Янецке, округ Колумбия

Дата публикации:

1982-09-01

Исследовательская организация:

Национальное управление по аэронавтике и исследованию космического пространства, Кливленд, Огайо (США). Исследовательский центр Льюиса

Идентификатор ОСТИ:

6763041

Номер(а) отчета:

МЭ/НАСА/20320-41; НАСА-ТМ-82944
НА: DE83001099

Номер контракта Министерства энергетики:  

АИ01-76ЕТ20320

Тип ресурса:

Технический отчет

Страна публикации:

США

Язык:

Английский

Тема:

17 ЭНЕРГИЯ ВЕТРА; ВЕТРЯНЫЕ ТУРБИНЫ; АЭРОДИНАМИКА; СПЕКТАКЛЬ; ПРОФИЛЬ; МЕТОДЫ РАСЧЕТА; ПРОГНОЗИРОВАНИЕ; МОДИФИКАЦИИ; ВЫРАБОТКА ЭНЕРГИИ; ЛОПАСТИ ТУРБИНЫ; ГИДРОМЕХАНИКА; МАШИНЫ; МЕХАНИКА; ТУРБИНЫ; ТУРБОМАШИНЫ; 170602 * – Ветроэнергетика – проектирование и эксплуатация турбин

---

Форматы цитирования

• ГНД
• АПА
• Чикаго
• БибТекс

Витерна, Л. А., и Джанетцке, Д.К. Теоретическая и экспериментальная мощность больших ветряных турбин с горизонтальной осью . США: Н. П., 1982. Веб. дои: 10.2172/6763041.

Копировать в буфер обмена

Витерна, Лос-Анджелес, и Джанетцке, округ Колумбия. Теоретическая и экспериментальная мощность больших ветряных турбин с горизонтальной осью . Соединенные Штаты. https://doi.org/10.2172/6763041

Копировать в буфер обмена

Витерна, Л. А., и Джанетцке, округ Колумбия, 1982 г. «Теоретическая и экспериментальная мощность больших ветряных турбин с горизонтальной осью». Соединенные Штаты. https://doi.org/10.2172/6763041. https://www.osti.gov/servlets/purl/6763041.

Копировать в буфер обмена

@статья{osti_6763041,
title = {Теоретическая и экспериментальная мощность больших ветряных турбин с горизонтальной осью},
автор = {Витерна, Л. А. и Джанетцке, Д.К.},
abstractNote = {Представлен метод расчета выходной мощности больших ветряных турбин с горизонтальной осью. Даны модификации характеристик аэродинамического профиля и импульсной части классической теории импульса элемента лопасти, которые улучшают корреляцию с измеренными данными. Улучшение особенно заметно при низких передаточных числах законцовок, когда может произойти аэродинамический срыв, поскольку лопасть испытывает большие углы атаки. Выходная мощность, рассчитанная с использованием модифицированной теории, сравнивается с измеренными данными для нескольких крупных ветряных турбин. Размер этих ветряных турбин варьируется от 100 кВт Mod-O Министерства энергетики / НАСА (диаметр ротора 38 м) до Mod-1 мощностью 2000 кВт (диаметр ротора 61 м). Результаты расчетов хорошо согласуются с данными измерений на этих машинах.},
дои = {10.2172/6763041},
URL-адрес = {https://www.osti.gov/biblio/6763041}, журнал = {},
номер =,
объем = ,
место = {США},
год = {1982},
месяц = ​​{9}
}

Копировать в буфер обмена

---

Посмотреть технический отчет (1,05 МБ)

https://doi.