Определите расчетную мощность двухлопастной горизонтально-осевой ветроэнергетической установки с размахом лопастей 7,54 м, при расчетной скорости ветра 12 м/с и плотности воздуха 1,3 кг/м² , оптимальную быстроходность и частоту вращения ветроколеса, об/мин., полагая =0,3. Определите передаточное отношение редуктора для привода синхронного генератора с номинальной частотой вращения 1500 об/мин.

Ответ: 15 кВт, 6,28, 191 об/мин, 1: 7,85.

3. Определите расчетную мощность трехлопастной горизонтально-осевой установки с размахом лопастей 42 м, при расчетной скорости ветра 11 м/с и плотности воздуха 1,3 кг/м куб., а также оптимальную быстроходность и частоту вращения ветроколеса, об/мин., полагая =0,35. Определите номинальную мощность, частоту вращения и число пар полюсов прямоприводного синхронного генератора при номинальной частоте сети 50 Гц, если КПД генератора 85,9%.

Ответ: 419,3 кВт, 4,19, 21 об/мин, 360кВт, 21 об/мин., 150 пар полюсов.

4. Определите пределы изменения коэффициента торможения потока и их физический смысл.

Ответ. При , =0 и =0– идеальный холостой ход , при , =1 и =0 ветроколесо не пропускает поток и не развивает мощности.

5. Определите максимальное значение коэффициента мощности горизонтально-осевой ветроэнергетической установки, использующей подъемную силу. Чему равны практически достижимые значения ?

Ответ. 0,59

6. Определите эффективность использования ветрового потока (максимальное значение коэффициента мощности) контрроторной ветроэнергетической установки с синхронным двухроторным магнитоэлектрическим генератором, рис.2.1.9, где ВК1 и ВК2 – 1-е и 2-е встречно – вращающиеся ветроколеса, ВС и ВР – вращающиеся ротор и статор. Чему равны практические значения коэффициента использования мощности ветрового потока?

Ответ. 0,615

Рис.1.1.8 Контрроторная ВЭУ с двухроторным синхронным магнитоэлектрическим генератором

7. Определите скорость ветра, при которой скорость концов лопастей ветроколеса радиусом 40 м при постоянной быстроходности z=6,3 достигнет скорости звука.

0твет. 78,7об/мин.

1.2.Производство электроэнергии с помощью ветроэнергетических установок.

Использование ветроэнергетических установок для производства электроэнергии является наиболее эффективным способом преобразования энергии ветра. Эффективность преобразования механической энергии в электрическую энергию в генераторе - 95%, а потери в электропередаче - 10%.Требования к частоте и напряжению вырабатываемой электроэнергии зависят от особенностей потребителей. Эти требования жёсткие при работе ветроэнергетической установки в энергосистеме и не жёсткие при использовании этой энергии в автономных осветительных и нагревательных установках.

Для обеспечения максимальной эффективности ветроколеса следует регулировать его частоту вращения при изменении скорости ветра, сохраняя постоянным коэффициент быстроходности, в то время как генератор должен вращаться с постоянной частотой.

Механические системы управления частотой вращения ветроколеса сложны и дороги. Проще и дешевле управлять частотой его вращения изменением нагрузки генератора.

Оптимальная частота вращения ветроколеса тем меньше, чем больше его радиус. При больших размерах ветроколеса используют повышающие редукторы (мультипликаторы), удорожающие ветроэнергетическую установку и её обслуживание и снижающие ее надежность. Возможно применение прямоприводных тихоходных многополюсных генераторов. Но они громоздки и отличаются высоким расходом материалов и массой. В конструкции ветроэнергетических установок иногда предусматривается возможность отключения генератора от ветроколеса и вращения его (генератора) от химического или механического аккумулятора энергии.

Анализ потребителей электроэнергии ветроэнергетических установок показывает, что только 5-10% из них предъявляют определённые требования к её параметрам (напряжению и частоте). Это электродвигатели, электронные устройства, осветительные установки. Поэтому целесообразно, чтобы система электроснабжения отдельно обеспечивала потребителей дешёвой электроэнергии с нестабилизированными параметрами (например, для отопления), и отдельно – дорогой со стабильными параметрами.

Энергосистемы в сельской местности обычно маломощные и низковольтные. При передаче энергии на большие расстояния в них возникают значительные потери.

Для исключения перебоев в электроснабжении ветроэнергетические установки должны иметь аккумуляторы энергии или быть включены параллельно с энергетическими установками других типов (дизель – электростанции, аккумуляторные батареи.)

Ветроэнергетические установки могут работать автономно, совместно с другим источником энергии соизмеримой мощности (например, с дизель–генератором) или с энергосистемой, значительно превосходящей ее по мощности.

При автономной работе отдельно стоящие одногенераторные ветроэнергетические установки не подключены к энергосистеме.

Они могут не иметь других резервных источников энергии или иметь дополнительную ветроэнергетическую установку меньшей мощности. Эти установки, предназначены для использования в отдалённых районах для освещения, питания маяков, средств связи, отопления. Их мощность до 25 кВт.

Эффективность работы ветроэнергетической установки и её стоимость зависят от правильности выбора системы управления генератором. Возможные схемы управления приведены на рис.1.2.1

Совместная работа ветроэнергетической установки с источником соизмеримой мощности используется, например, в ветро - дизель- генераторной установке. Возможна раздельная и параллельная работа ветроэнергетической установки (ВГ - ветрогенератор) и дизель - генератора (ДГ). Такая ситуация характерна для небольших энергосистем в отдалённых районах. Использование ветроэнергетической установки позволяет экономить дизельное топливо. Дизель–генератор может включаться в безветрие или работать параллельно с ВЭУ при слабом ветре. Здесь возможны две схемы, согласования ветро – дизель - электрической установки: одноканальная, рис.1.2.2(а) и многоканальная, рис.1.2.2(б).

а)

Рис. 1.2.1.а) Система минимального управления генератором

б) Механическое управление лопастями ветроколеса с помощью регулятора с ООО в) Электрическое управление изменением нагрузки на выходе генератора.

а)

Рис. 1.2.2. а) Одноканальная схема согласования ветродизель электрической установки

б) Многоканальная схема согласования ветро - дизель электрической установки

При параллельной работе ветроэнергетической установки совместно с мощной энергосистемой генератор подключается к ней непосредственно или через преобразователь частоты, рис.1.2.3-. Генератор работает параллельно с энергосистемой при скорости ветра в пределах рабочего диапазона обычно от 2,5-3,5 м/с до 25 м/с. При скорости ветра ниже 2,5…3,5 м/с и выше 25 м/с генератор отключается от системы, ветродвигатель переводится в нерабочее положение. Возможна работа ВЭУ с постоянной и с переменной частотой

Рис.1.2.3. Работа синхронного генератора ВЭУ параллельно с энергосистемой.

Выработка электроэнергии и оценка перспективности использования энергии ветра. Оптимизация выбора расчетной скорости ветра при заданной среднегодовой скорости ветра в месте установки вэу.

Для оценки перспективности использования энергии ветра рассмотрим технико-экономические показатели: выработку электроэнергии при меняющейся по случайному закону в течение года скорости ветра и развиваемой мощности ветроэнергетической установки и срок окупаемости. Определение выработки электроэнергии по среднегодовой скорости ветра дает ошибочные результаты.

Расчетная скорость ветра определяет габариты генератора и всей ветроэнергетической установки и расход активных материалов на ее изготовление, а также годовую выработку электроэнергии. Принимаемая расчетная скорость должна обеспечить оптимальные размеры установки, а именно, минимум массы материалов на 1 кВт. ч выработанной электроэнергии. В расчетах обычно принимают капитальные затраты на внедрение ветроэнергетических установок мощностью 100кВт и выше около 1000 долларов за 1 кВт установленной мощности независимо от среднегодовой скорости ветра в месте установки и независимо от принятой расчетной скорости ветра, независимо от высоты установки (мачты). При этом не учитывают, что эти величины влияют на массогабаритные показатели установки и на ее стоимость. Выбор расчетной скорости ветра для проектирования ВЭУ является интуитивным и не всегда обоснованным. В то же время каждой величине среднегодовой скорости ветра соответствует расчетная величина, обеспечивающая минимум массы и стоимости ветроэнергетической установки, а также максимальное значение коэффициента использования номинальной мощности.

Срок окупаемости ветроэнергетической установки с учетом эксплуатационных расходов может быть определен как

, (1.2.1)

где: капитальные удельные затраты, долл./кВт, принимаются равными 900…1300 долл./кВт установленной мощности. Они, состоят из стоимости оборудования 75% и затрат на создание инфраструктуры (стоимость фундамента 5…7%, , стоимость электрической линии и трансформаторной подстанции 5…8%, транспортировка и монтаж оборудования 6…8% и прочие расходы),

тариф на электроэнергию (стимулирующий двойной тариф для производителей электроэнергии на возобновляемых источниках; в Беларуси на 1июня 2006 года составляет около 0,095 долл./кВт. ч). Такой тариф принят за рубежом как стимулирующий для производителей экологически чистой энергии. Такой тариф в Беларуси устанавливается на основании Постановления Совета министров РБ от 22.05.1997 г. № 45. Повышение тарифа финансируется государством и обосновано экономическими и экологическими особенностями ветроэнергетики:

- уменьшением выбросов углекислого газа, окислов серы и фосфора и др;

-основной выработкой электроэнергии ветроэнергетическими установками в часы дневного максимума нагрузок в энергосистеме, при которой стоимость электроэнергии, производимой ВЭУ, согласуется с действием зонных тарифов.

В странах Запада владельцы ветроэнергетической техники освобождены от уплаты налогов во избежание фактического двойного налогообложения. ВЭУ 85% времени работают при пиковых режимах энергосистемы, когда тариф на потребление электроэнергии от сетей составляет 0,17...0,20 долл./кВт·ч. Владелец ВЭУ за сданную в это время электроэнергию получает от государства только 0,095 долл./кВт·ч.

Тариф на электроэнергию для промышленных потребителей и прочих субъектов хозяйствования республики без учета НДС на 1.9.2006 г. составляет 195,47 руб./кВт. ч. С учетом НДС 18% в переводе в доллары США это составляет 0,105 долл./кВт. ч. При рентабельности передающей энергосистемы 30% тариф на электроэнергию у производителей должен быть 0,082 долл./кВт. ч. С учетом названных преимуществ ветроэнергетики и стимулирующей политики государства тариф может быть повышен на величину, равную ставке НДС. Он составляет те же 0,095 долл./кВт·ч.

Из-за неопределенности источников финансирования стимулирующего тарифа в Беларуси расчеты были выполнены для двух значений тарифа на электроэнергию 0,095 долл./кВт·ч и 0,06 долл./кВт·ч. При тарифе 0,06 долл./кВт·ч экономический эффект от внедрения ВЭУ снижается пропорционально снижению тарифа, а срок окупаемости соответственно возрастает.

годовые эксплуатационные затраты; они приняты на основе имеющихся литературных данных в пределах 20% или 0,2 относительных единиц (о.е.) и включают:

- издержки на техническое обслуживание и текущий ремонт, 10% от стоимости ВЭУ делённые на срок эксплуатации в 25 лет;

- отчисления на погашение процентной ставки за кредит, 10% от стоимости ВЭУ делённые на срок эксплуатации в 25 лет;

- отчисления за эксплуатацию электросетей, 6% от годового дохода продаж электроэнергии;

- государственные отчисления (налоги), 10…15% от годового дохода продаж электроэнергии.

коэффициент использования номинальной мощности установки. Величина коэффициента К_i не однозначна. Она зависит от среднегодовой скорости ветра на площадке под ВЭУ, от высоты опоры ВЭУ, от расчётной скорости ветра, принятой при проектировании ВЭУ и определяющей номинальный режим работы электрогенератора внедряемой установки.

Номинальная мощность установки при расчетной скорости ветра

, (1.2.2)

где: коэффициент использования мощности ветрового потока, плотность воздуха, ометаемая площадь ветроколеса, расчетная скорость ветра.

Количество выработанной за год электроэнергии определится исходя из того, что мощность развивается установкой при скорости ветра в течение часов в году. При скорости ветра менее 3 м/с ветроэнергетическая установка отключается. При скорости от 3 м/с до расчетной величины скорости ветра развиваемая мощность возрастает пропорционально кубу скорости ветра, а при скорости ветра от и до 25 м/с установка развивает номинальную мощность. При скорости ветра более 25 м/с она отключается.

Коэффициент использования номинальной мощности установки равен отношению выработанной за год электроэнергии к электроэнергии, которая могла бы быть выработана при номинальной мощности

(1.2.3)

Здесь: - временной интервал в относительных единицах по отношению к 8760 часам (год), в течение которого скорость ветра равна . Он равен вероятности, с которой ветер такой интенсивности дует в течение года.

Функция распределения вероятности скорости ветра выражается распределением Рэлея, которое получается из формулы Вейбулла при значениях параметра k=2 и параметра C, равного среднегодовой скорости ветра , и которое обеспечивает хорошее соответствие экспериментальным данным

(1.2.4)

Временной интервал в относительных единицах

(1.2.5)

Среднегодовая скорость ветра на высоте установки ветродвигателя h определяется по известной формуле, в которую входят стандартная скорость ветра V₁₀, измеренная на высоте 10 м от поверхности земли, и параметр b, значение которого для открытой местности b=0,14. Величина b изменяется в зависимости от закрытости местности, времени суток, времени года

(1.2.6)

На основании приведенных соотношений по заданным значениям среднегодовой и расчетной скоростей ветра, тарифа на электроэнергию, долл./кВт. ч, капитальных удельных затрат на ВЭУ, долл./кВт, номинальной мощности ВЭС, кВт, эксплуатационных затрат, о.е. определялись значения: коэффициента использования номинальной мощности (табл.1.2.1), зависимость капитальных удельных затрат на ВЭУ от расчетной скорости ветра и высоты установки: 1- h=110м, 2- h=70м и зависимость срока окупаемости ВЭУ от расчетной скорости ветра при тарифе на электроэнергию 0,06 долл./кВт. ч: 0 - , 1 - , 2 - , 3 - , 4 - , рис.1.2.8.

В табл.1.2.2. Представлены расчеты наилучших вариантов ВЭС для площадок со среднегодовыми скоростями ветра 4,8…6 м/с при высоте установки 70 и 110 м.

Таблица 1.2.1. Коэффициент использования номинальной мощности

Рис.1.2.4. Зависимости (а) капитальных удельных затрат C_K от расчетной скорости V_P ветра и высоты установки и (б) срока окупаемости T от расчетной скорости ветра V_P при тарифе на электроэнергию 0,095 долл./кВт. ч

Таблица 1.2.2. Варианты ВЭС для площадок со среднегодовыми

скоростями ветра 4,8…6 м/с при высоте установки 70 и 110 м.

Продолжение таблицы 1.2.2

На основании табл.1.2.1 и 1.2.2, рис.1.2.9 установлено, что:

• капитальные затраты на ВЭУ возрастают с увеличением высоты установки и с уменьшением расчетной скорости ветра агрегата;

• при определенной среднегодовой скорости ветра для данной местности существует оптимальное значение расчетной скорости ветр, при котором срок окупаемости ВЭУ имеет минимальное значение;

• оптимальные значения расчетной скорости ветра независимо от высоты установки, составляют:

при среднегодовой скорости 8 м/с - 12…14м/с,

при среднегодовой скорости 6 м/с – 10…11м/с,

при среднегодовой скорости 5,5 м/с – 9…10 м/с

• минимальная среднегодовая скорость ветра, при которой внедрение ветроэнергетических установок экономически целесообразно при тарифе на электроэнергию 0,06 долл./кВт.ч и стоимости оборудования 1100…1300 долл./кВт – 5,5 м/с;

• минимальная среднегодовая скорость ветра, при которой внедрение ветроэнергетических установок экономически целесообразно при тарифе на электроэнергию 0,095 долл./кВт.ч и стоимости оборудования 1100…1300 долл./кВт – 4,8 м/с;

• целесообразно внедрение ВЭУ с высотой установки не менее 70м и расчетной скоростью ветра не более 11м/с; поскольку ВЭУ с расчетной скоростью ветра менее 11м/с не выпускаются промышленностью, следует выбирать ВЭУ с расчетной скоростью 11м/с;

• при высоте установки 70…110м коэффициент использования номинальной мощности равен 0,32…0,457, капитальные затраты - 1100…1300 дол/кВт и срок окупаемости менее 8 лет. Вариант с высотой установки 110 м является предпочтительным, так как обеспечивает наибольшую выработку электроэнергии.

Вопросы и задачи.

1. Как обеспечиваются электроэнергией потребители качественной и некачественной энергии автономной ветроэнергоустановки? Нарисуйте схему.

2. Как обеспечиваются электроэнергией потребители при регулировании нагрузки на выходе генератора? Нарисуйте схему.

3. Как обеспечивается совместная работа ВЭУ с источником электроэнергии соизмеримой мощности, например, дизель -генератором в одноканальной схеме? В двухканальной схеме?

4. В чем преимущества двухканальной схемы?

5. Нарисуйте схему совместной работы ветроэнергоустановки с мощной энергосистемой. В каких режимах может работать генератор ветроэнергоустановки ?

6. Что характеризует коэффициент использования номинальной мощности ветроэнергетической установки? От чего зависит его величина?

7. По приведенному выше алгоритму составьте программу расчета коэффициента использования ветроэнергетической установки. Определите значение коэффициента использования при среднегодовой скорости ветра 8м/с, расчетной скорости 13 м/с, при высоте установки 70м, коэффициенте использования мощности ветрового потока 0,35. Номинальная электрическая мощность ветроэнергетической установки 1500кВт, удельная стоимость 1000 долларов за 1 кВт установленной мощности. Стимулирующий тариф на электроэнергию 0,095 доллара за 1 кВт. ч. Эксплуатационные расходы составляют 20% годовой стоимости выработанной электроэнергии. Определите также капитальные затраты на строительство, годовую выработку электроэнергии, экономический эффект от выработки электроэнергии, срок окупаемости.

Ответ: 0,485, 1,50 млн. долл., 6,37млн. кВт. ч, 0,48 млн. долл., 3,1 года.

8. Определите коэффициент использования, капитальные затраты на строительство, годовую выработку электроэнергии, экономический эффект от выработки электроэнергии и срок окупаемости ветроэлектростанции:

• мощность 2х1500 кВт, среднегодовая скорость ветра 6 м/с, расчетная скорость ветра 11 м/с, тариф на электроэнергию и затраты по п.7, удельная стоимость 1245 долларов за 1 кВт установленной мощности,

• мощность 2х1500 кВт, среднегодовая скорость ветра 5,1 м/с, расчетная скорость ветра 11 м/с, тариф на электроэнергию и затраты по п.7, удельная стоимость 1245 долларов за 1 кВт установленной мощности.

Ответ:

• 0,386, 3,74 млн. долл., 10,14 млн. кВт. ч, 0,78млн.долл., 4,85 года.

• 0,267, 3,74 млн. долл., 7,0 млн. кВт. ч, 0,54 млн. долл., 7 лет.

9. Определите номинальную мощность синхронного генератора ветроэнергетической установки Савониуса с трехлопастным ротором и редукторным приводом. Ометаемая площадь ветроколеса 20м². Среднегодовая скорость ветра на стандартной высоте 6 м/с. Расчетная скорость ветра ВЭУ 8,5 м/с. Определите мощность, переносимую потоком при расчетных условиях. КПД генератора 85%, КПД редуктора 85%. Нарисуйте кинематическую схему установки.

Ответ: 1,2 кВт, 8,0 кВт.

1.3.Генераторы ветроэнергетических установок.

Генераторы ветроэнергетических установок работают в тяжёлых климатических и технических условиях: на открытом воздухе, при значительных колебаниях температуры, влажности, действии дождя. Конструктивное размещение и условия эксплуатации делают их недоступными для регулярного технического обслуживания и ремонта. Они работают в условиях повышенных вибраций, нестабильной скорости и силы ветра. Срок службы генераторов в этих условиях должен быть не менее 20-25 лет.

В качестве генераторов ветроэнергетических установок оказывается нецелесообразным применение коллекторных генераторов постоянного тока из–за низкой надёжности щеточно-коллекторного узла в описанных условиях.

Наиболее широкое применение имеют синхронные и асинхронные генераторы.

Реже применяются асинхронизированные генераторы. Обсуждаются проблемы применения безредукторных низкоскоростных генераторов, например, индукторных.

Синхронные генераторы наиболее широко применяются на электрических станциях, в том числе и ветроэнергетических, благодаря способности генерировать активную и реактивную мощность, высокому КПД и высокой надёжности.

Нецелесообразно применение синхронных генераторов с возбудителями постоянного тока из-за низкой надежности коллекторной машины постоянного тока. Перспективны схемы с бесконтактным электромагнитным возбуждением и с магнитоэлектрическим возбуждением с использованием современных высококоэрцитивных постоянных магнитов из редкоземельных элементов.

Схема бесконтактного возбуждения синхронного генератора от синхронного возбудителя с вращающимся выпрямителем представлена на рис.1.3.1. Генератор приводится во вращение ветродвигателем ВД через редуктор Р. Генератор и возбудитель выполнены в одном корпусе. На роторе находится обмотка возбуждения генератора ОВСГ, трёхфазная обмотка якоря возбудителя ОЯСВ и вращающийся выпрямитель ВВ. На статоре располагается трёхфазная обмотка якоря генератора ОЯСГ и обмотка возбуждения возбудителя ОВСВ. ОВСВ питается от выпрямителя В через трансформатор Т, подключённый к якорю генератора. Управление выпрямителем осуществляется регулятором возбуждения РВ с обратными связями по току (ТТ) и по напряжению (ТН).

Схема обеспечивает бесконтактное возбуждение (самовозбуждение) генератора и стабилизацию выходного напряжения при переменной частоте вращения и нагрузке. Схема управления и защиты должна обеспечить управление режимами работы генератора при автономной и параллельной работе, защиту генератора и ветроустановки в целом, измерения и сигнализацию.

Рис. 1.3.1.Схема бесконтактного возбуждения синхронного генератора от синхронного возбудителя с вращающимся выпрямителем

Синхронные генераторы с магнитоэлектрическим возбуждением с применением современных высокостабильных высококоэрцитивных магнитов из редкоземельных сплавов обладают высокой надёжностью и компактностью. Они могут быть изготовлены на значительные мощности. Они достаточно просты по конструкции. Недостатки– отсутствие регулирования напряжения и большой тормозной момент при пуске ветродвигателя. Существенные сложности при разработке ветроэлектрических агрегатов возникают из-за несоответствия номинальных скоростей вращения ветродвигателя и электрического генератора, в том числе синхронного. Ветродвигатель является низкоскоростной машиной с частотами вращения 20-200 об/мин., электрический генератор- высокоскоростной с частотами 1000-1500 об/мин., при которых его размеры и энергетические характеристики оптимальны. Кроме того, ветродвигатель наиболее эффективен при регулировании его частоты вращения в широком диапазоне, при котором обеспечивается постоянная быстроходность, генератор наиболее эффективен при постоянстве частоты вращения. Для устранения этих противоречий применяют различные схемы: механическое соединение вала генератора с ветродвигателем непосредственно или через редуктор (мультипликатор), соединение генератора с энергосистемой (при параллельной работе) непосредственно или через преобразователь частоты.

Безредукторный прямоприводной синхронный или асинхронный генератор с номинальной частотой вращения 20-200 об/мин. отличается большими габаритными размерами и массой. При редукторном приводе генератора его размеры значительно снижаются, но при этом появляется слабое дополнительное звено- редуктор, который требует постоянного технического обслуживания, сезонной смены смазки, часто выходит из строя из-за механических поломок. При передаче больших вращающих моментов и мощностей (установки мегаваттного класса) размеры редуктора непропорционально возрастают.

При решении вопроса о применении редукторного или безредукторного привода генератора ветроэнергоустановки необходимо учитывать зависимость массы электрической машины от вращающего момента, зависимость массы редуктора от момента и передаточного отношения, а также соотношения массы и стоимости генератора и редуктора

Рис.1.3.2. Конструкция прямоприводного магнитоэлектрического генератора.

Для геометрически подобных машин справедливо соотношение: масса активных материалов пропорциональна вращающему моменту в степени ¾. С погрешностью этим соотношением можно воспользоваться для оценки полной массы. Такая оценка сделана для синхронного генератора серии ОС мощностью 16 кВт :

редукторный серийный генератор ОС71 частотой вращения 1500 об/мин, имеет массу 245 кг;

масса прямоприводного (расчетного) генератор ОС (оценка) частотой вращения 60 об/мин - 2700 кг.

Видно, что низкоскоростной генератор имеет в 10 раз большую массу, чем высокоскоростной. С учётом массы редуктора (например, РЦД-400 для среднего режима работы при передаточном числе 25, частоте вращения быстроходного вала 1500 об/мин, мощности на быстроходном валу 18,8 кВт), равной 250 кг, полная масса быстроходного генератора составляет 500 кг. В то же время масса прямоприводного синхронного генератора составляет до 2700 кг.

С учётом более сложной конструкции электрической машины, использования более дорогих материалов и более высокой удельной стоимости генератора по сравнению с редуктором, выигрыш редукторного привода вне сомнения. Для мощных установок это преимущество не является решающим.

Конструкция прямоприводного магнитоэлектрического генератора номинальной мощностью 1250 кВт, частотой вращения 0,5-20 об / мин. с числом пар полюсов 56 номинальной частотой 14,93 Гц представлена на рис. 1.3.2. Генератор предназначен для работы в составе ветроэлектрического агрегата с трехлопастным пропеллерным двигателем 1250 кВт и сетевым преобразователем частоты. Габаритный наружный диаметр агрегата 3,8 м. Генератор выполнен с наружным ротором, совмещенным с ротором ветродвигателя. На рисунке: 1-ротор ветродвигателя с лопастями 2, 4- наружный ротор-индуктор генератора с постоянными магнитами, 5- внутренний статор с пазами и трехфазной обмоткой якоря, 6- подшипники, 7-поворотная опора, 8-опора установки. Для ветроэнергоустановок с синхронными генераторами при автономной работе задача поддержания постоянного напряжения и частоты решается путём механического регулирования частоты вращения ветроколеса, прямого регулирования нагрузки или применением устройства стабилизации в виде выпрямителя, аккумуляторной батареи и инвертора.

Синхронный генератор в этом смысле уступает асинхронному, который работает со скольжением относительно сети, даёт возможность проявления маховичных свойств ветроагрегата и определяет более благоприятные условия его работы в динамических режимах.

Асинхронный генератор проще синхронного по конструкции, дешевле и значительно надежнее, если в качестве асинхронного генератора использовать асинхронную машину с короткозамкнутым ротором. Он позволяет в некоторых пределах регулировать частоту вращения, но нуждается в реактивной мощности для возбуждения и всегда работает с отстающим током. Асинхронная машина в генераторном режиме работает при отрицательном скольжении. Частота вращения ротора превышает частоту вращения магнитного поля. При параллельной работе с системой асинхронный генератор, также как и двигатель потребляет из сети реактивную мощность для создания магнитного потока. Потребляемая реактивная мощность АГ может достигать 25-50% его полной мощности, так как потребляемый намагничивающий ток равен 25-50% номинального при напряжении, равном напряжению сети, поскольку именно из сети асинхронный генератор потребляет реактивную мощность. При нормальной скорости и силе ветра генератор работает с отрицательным скольжением и отдаёт в сеть активную мощность. При снижении скорости ветра и частоты вращения ветродвигателя частота вращения снижается до частоты вращения холостого хода генератора и машина переходит в режим холостого хода. При дальнейшем снижении скорости ветра и частоты вращения ротора машина переходит в двигательный режим и потребляет из сети активную мощность. Частота тока статора f₁ остаётся постоянной и устойчивая работа генератора с сетью сохраняется при любых значениях частоты вращения ротора и частоты ЭДС ротора и скольжения, так как

f₁=f₂ /s.

При переходе генератора в двигательный режим он должен быть отключён от системы или от ветродвигателя. В последнем случае ветроустановка должна иметь между ветродвигателем и генератором электромагнитную или механическую муфту. При её отключении генератор переходит в двигательный режим без нагрузки. При использовании асинхронного генератора с фазным ротором эту задачу можно выполнить размыканием цепи ротора и переводом в режим холостого хода с разомкнутым ротором.

При автономной работе асинхронного генератора должны быть обеспечены условия самовозбуждения. В качестве источника реактивной мощности используется батарея конденсаторов. Условия самовозбуждения: наличие остаточного магнитного потока, частота вращения выше критической. При этом частота индуктируемой ЭДС обмотки статора f₁ равна резонансной частоте системы, содержащей индуктивность и ёмкость. Индуктивность асинхронной машины зависит от её насыщения и нагрузки и не постоянна. Одно из преимуществ асинхронной машины – повышенная устойчивость при параллельной работе с системой и постоянство частоты f₁ здесь не используется.

Рис. 1.3.3. Асинхронизированная синхронная машина

Асинхронизированная синхронная машина (АМ), рис.1.3.3 – это неявнополюсная бесколлекторная машина переменного тока, например, асинхронная машина с фазным ротором с 3-фазными обмотками на статоре и роторе. Обмотка статора подключена к сети, обмотка ротора – к возбудителю переменного тока В. Возбудитель получает питание от вспомогательной синхронной машины ВСМ или от трансформатора Т. Частота на выходе возбудителя может изменяться по требуемому закону, и в установившемся режиме равна разности частот вращения поля статора и ротора, то есть частоте скольжения. Возбудитель является преобразователем частоты источника питания в частоту скольжения.

Асинхронизированная машина может работать с переменной частотой вращения в синхронном или асинхронном режиме, в режиме недовозбуждения или перевозбуждения, так как ротор питается от постороннего источника – возбудителя.

Вопросы.

1. Как обеспечивается стабильность выходного напряжения и частоты генератора ВЭУ при переменной скорости ветра?

2. Начертите схему бесконтактного возбуждения синхронного генератора ВЭУ.

3. Назовите требования к схеме управления генератора ВЭУ.

4. Назовите преимущества и недостатки асинхронного генератора в качестве генератора ВЭУ.

5. Чем асинхронизированный генератор отличается от обычного асинхронного? Начертите принципиальную схему управления асинхронизированного генератора. Поясните назначение основных элементов.

6. Определите ток холостого хода, приведенный ток ротора и ток статора асинхронного десятиполюсного генератора ветроэнергетической установки номинальной мощностью 11 кВт, фазным напряжением 72,6 В, частотой вращения 200 об/мин и номинальной частотой 16,7 Гц при скольжении -0,04. Расчетная скорость ветра 13 м/с. Параметры Г-образной схемы замещения

асинхронного генератора:

7. Нарисуйте схему связи асинхронного генератора ветроэнергетической установки п.6 с энергосистемой с номинальным напряжением 10кВ и частотой 50 Гц. В каком скоростном режиме работает ветроэнергетическая установка?

8. Определите мощность на валу генератора п.6,7, активную и реактивную электрическую мощность на выходе генератора и уточните направление потоков мощности при скольжении -0,04.

9. Определите , КПД, потери мощности в обмотках статора и ротора, потери мощности в стали генератора по п.6,7,8, если механические потери равны 0,2 кВт.

10. Определите скорость ветра, которой соответствует режим работы генератора п.6,7,8,9.

1.4.Ветро-дизель-генераторная установка для питания автономных потребителей.

ВЭУ могут быть конкурентоспособными с традиционными источниками энергии в районах с высоким ветровым потенциалом при электроснабжении удалённых потребителей. Это достигается путём создания энергетических установок, максимально использующих энергию ветра и обеспечивающих надёжность питания потребителей высококачественной электроэнергией.

Один из вариантов такого решения – комплексная энергетическая установка для питания автономных потребителей электроэнергией. Структурная схема этой установки состоит из взаимосвязанных функциональных блоков:

• ВЭУ – ветроэнергетическая установка – первичный источник переменного тока, ВГ – ветрогенератор,

• ДГУ – дизель – генераторная установка – резервный источник переменного тока, ДГ – дизель – генератор,

• АКБ – аккумуляторная батарея, работающая в буферном режиме,

• В – выпрямительно-зарядное устройство,

• И – инвертор – преобразователь постоянного тока в переменный.

Система автоматически обеспечивает аварийную защиту, аварийно-предупредительную сигнализацию, пуск, остановку, включение нагрузки, включение на параллельную работу с основным источником или резервирование, дистанционное управление, заряд аккумуляторов. Схема установки обеспечивает:

• максимально возможное использование энергии ветра,

• минимально возможный расход дизельного топлива,

• компонуется из серийно выпускаемых агрегатов и аппаратов,

• простоту и надёжность работы,

• стабильность параметров и бесперебойность снабжения потребителей,

• высокую степень гибкости режимов питания автономных потребителей (возможно использование либо ВЭУ, либо АБ, либо ДГУ или их совместная работа),

• работа АБ на нагрузку в буферном режиме устраняет недостатки электроснабжения потребителей от ВЭУ – ликвидирует провалы и превышение напряжения, и значительные отклонения частоты.

В схеме приняты следующие обозначения аппаратов: РН1 , РН2 – реле напряжения, К1, К2 – контакторы, РВ – реле времени с выдержкой времени при срабатывании, R_А , R_С – нагрузка фаз А и В – неответственные токоприемники.

Рис.1.4.1.Электрическая схема ветро – дизель – генераторной установки для питания автономных потребителей

Вопросы.

1. Назовите и охарактеризуйте основные элементы ветро – дизель – генераторной установки.

2. Каково назначение установки, и каковы ее функции?

3. Как обеспечивается надёжность и качество электроэнергии для потребителей разной категории?

4. Поясните порядок работы системы в различных ветровых условиях.

5. Как осуществляется питание потребителей при исчезновении ветра?

6. Когда вводится в действие дизель- генераторная установка?

7. Какую роль играет аккумуляторная батарея и в каком режиме она работает?

8. Назовите несколько крупных действующих ветроэлектростанций. Какова их мощность? Какова мощность одной турбины?

9. Предложите вариант схемы управления ветро – дизель - генераторной установкой, которая обеспечит параллельную работу ветрогенератора и дизель - генератора. Какие сложности появятся при переходе от совместной работы к параллельной работе?

1.5. Перспективы ветроэнергетики в беларуси

Республика Беларусь обладает развитой промышленностью и системой транспорта с чрезвычайно энергоемкими производствами и энергетикой, на 85% базирующейся на привозных энергоносителях. В эпоху всеобщего сокращения мировых запасов энергоресурсов, усиления борьбы за обладание этими ресурсами или за доступ к ним и роста цен на импортируемые энергоносители назрела необходимость внедрения новых источников энергии, обеспечивающих энергетическую независимость и энергетическую безопасность страны. Таких источников два: ядерная энергетика и возобновляемые источники энергии, включая местные виды топлива. К размещению в стране атомной электростанции после Чернобыльской катастрофы население страны еще не готово. Велик страх. Но Национальная Академия наук уже дала свою экономическую оценку необходимости строительства атомной электростанции. Решение о строительстве первой белорусской АЭС принято.

Беларусь обладает значительными возобновляемыми энергетическими ресурсами. Энергия ветра является важнейшим возобновляемым источником энергии. Другие источники: биомасса, гидроэнергия рек, солнечная энергия – менее интенсивны или их использование связано с нарушением экологии. Извлечение энергии биомассы и местных видов топлива сопровождается сжиганием отходов и загрязнением атмосферы. Извлечение гидроэнергии рек сопровождается заливом и потерей значительных территорий, нарушением экологии и условий жизни, что ограничивает возможности гидроэнергетики. Солнечная энергия здесь – значительно менее интенсивна [1]…[4].

Анализ ветровых условий Беларуси показывает, что приведенные среднегодовые фоновые скорости ветра составляют 2,8 - 4,4 м/с, что считается неперспективными для ветроэнергетики. Однако в ряде местностей и в отдельных точках отмечаются более высокие скорости ветра: наибольшие на вершинах некоторых возвышенностей 5-6 м/с и фоновые на возвышенностях - 4,4 - 4,8 м/с (Табл.1.5.1). Такие площадки перспективны для внедрения ветроэнергетических установок.

Таблица 1.5.1. Расчетные среднегодовые наибольшие и фоновые скорости ветра на некоторых высотах на территории Беларуси

В целом исследователи указывают на 1800…2000 площадок на территории Беларуси со среднегодовыми скоростями ветра от 4,8 до 6 м/с и более.

Расчеты показывают технико-экономическую целесообразность строительства ветроэлектростанций на территории Минской, Гродненской, Витебской и других областей на площадках со среднегодовыми скоростями ветра 4,8 м/с и выше.

Если на перспективных площадках установить только по одной ВЭУ мощностью 1500кВт (при расчетной скорости ветра 11м/с и высоте установки 110м), возможная выработка электроэнергии составит

,

а срок окупаемости при тарифе на электроэнергию 0,095долл./кВт.ч

,

где 0,305 - коэффициент использования номинальной мощности при средней среднегодовой скорости ветра на этих площадках 5 м/с, табл.2.2.1.

При тарифе на электроэнергию 0,06 долл./кВт.ч и использовании 1/2 всех названных площадок, где средняя среднегодовая скорость ветра 5,5 м/с, выработка электроэнергии составит

,

а срок окупаемости не более

Для сравнения, капитальные затраты на строительство атомной электростанции составляют от 1500 до 2500 долларов на 1 кВт установленной мощности. Эксплуатационные затраты АЭС включают: потребление электроэнергии на собственные нужды станции, издержки на техническое обслуживание и текущий ремонт, отчисления на погашение процентной ставки за кредит, отчисления за эксплуатацию электросетей, государственные отчисления, затраты на закупку ядерного топлива и на захоронение радиоактивных отходов и составляют 30...35% стоимости выработанной электроэнергии. При тарифе на покупку электроэнергии у производителей 0,0475 долларов за 1 кВт. ч, при коэффициенте использования номинальной мощности 0,7 срок окупаемости АЭС на основании (1) составит

Таким образом, ветроэнергетика в Беларуси по своим технико-экономическим показателям предпочтительней ядерной энергетики. Однако возможная выработка электроэнергии с помощью окупаемых ВЭУ пока ограничена 10...20% потребности страны.

Наиболее предпочтительным вариантом первоочередного строительства ВЭС по срокам окупаемости и выработке электроэнергии являются варианты расположения ВЭС на максимальных высотах со среднегодовой скоростью ветра 6...6,2м/с. Это:

• Высота 217м - деревня Пасынки Мядельского района Минской области,

• Высота 342м Лысая Гора Логойского района,

• Высота 342м д. Глушинцы Дзержинского района,

• Высота 308м д. Клюи Минского района,

• Высота 320м д. Милидовщина Сморгонского района Гродненской области,

• Высота 323м д. Пуцевичи Новогрудского района.

• Высота 297м д. Городок Лиозненского района Витебской области.

На основании полученного опыта их разработки и эксплуатации будет возможно дальнейшее широкое внедрение ветроэнергетики в энергетику страны.

Таким образом:

1.Внедрение ветроэнергетики в Беларуси целесообразно и необходимо независимо от решения вопроса о строительстве атомной электростанции.

2.Экономически целесообразно внедрение ветроэнергетических установок со сроками окупаемости до 8 лет. Такой срок окупаемости при стимулирующем тарифе на электроэнергию 0,095 долл./кВт. ч обеспечивается при внедрении ВЭУ на площадках со среднегодовыми скоростями ветра от 4,8 до 6 м/с и выше, на высотах, возвышающихся над плато на 20…30 м и более. При тарифе 0,06 долл./кВт. ч внедрение ВЭУ экономически оправдано для площадок со среднегодовыми скоростями ветра 5,5 м/с и выше.

3.Экономически целесообразно внедрение в Беларуси ветроэнергетических установок, спроектированных на расчетные скорости ветра 9...11м/с, высотой 70…110м. Преимущество следует отдать опорам высотой 110м.

4. Следует внедрять только современные ВЭУ мощностью 1000…1500 кВт континентального базирования. Не следует внедрять ветроэнергетические установки мощностью менее 1МВт, особенно установки, демонтируемые в европейских странах в связи с техническим перевооружением мировой ветроэнергетики и предлагаемые на рынке ветроэнергетики.

5. Возможная выработка электроэнергии с помощью окупаемых ВЭУ со сроком окупаемости менее 8 лет при ценах на оборудование и тарифах на электроэнергию 2006 года с учетом стимулирующих коэффициентов может составить от 10% до 20% собственного электропотребления страны. По мере роста цен на энергоносители и электроэнергию выгодность внедрения ветроэнергетики будет распространяться на территории с более низкими скоростями ветра.

Вопросы и задачи.

1.Территория Беларуси составляет 207,6 тысяч квадратных километров. Минимальная высота над уровнем моря – 100…150 м. На высоте 250-300-350 м над уровнем моря, где среднегодовые скорости ветра находятся в пределах от 4,8 до 6,2 м/с, расположено 206кв.км или 0,1% всей территории. Полагая возможным использовать для целей ветроэнергетики 50% территории, расположенной на высоте более 300м, определите возможную годовую выработку электроэнергии ветроэнергетическими установками, их суммарную установленную мощность, капитальные затраты на строительство и срок их окупаемости. Номинальная мощность одной ветроустановки 1500 кВт. Высота установки 110 м. Расстояние между ближайшими агрегатами принимается равным 4х-кратной высоте установки. Капитальные затраты на строительство– 900…1300 долларов за 1 кВт установленной мощности, средний тариф на электроэнергию для потребителей – 250 рублей (РБ) за 1кВт.ч. Эксплуатационные затраты составляют 20% стоимости годовой выработки электроэнергии. Определите срок окупаемости ветроэнергоустановок при применении стимулирующего тарифа за электроэнергию, получаемую от нетрадиционных источников энергии, равного 0,095 долл./кВт.ч. Чему может быть равна годовая выработка электроэнергии ветроэлектростанциями от общего потребления республики в процентах? Определите нижний предел среднегодовой скорости ветра на предполагаемых перспективных площадках, при котором экономически целесообразно внедрение ветроэнергетических установок при существующих в Беларуси тарифах на электроэнергию.

2.Составьте программу расчета и оцените эффективность использования энергии ветра по коэффициенту использования номинальной мощности, годовой выработке электроэнергии и сроку окупаемости ветроэлектростанции мощностью 3000 кВт (2 агрегата по 1500 кВт) в районе высоты Лысая гора Логойского района Минской области. Абсолютная высота вершины 342 м, наибольшая среднегодовая скорость ветра 6,2 м/с, а абсолютная фоновая высота – 300 м и фоновая среднегодовая скорость ветра – 4,7 м/с. Капитальные затраты на строительство ВЭУ по данным фирмы Nordex (Германия) составляют 900…1300 долларов США на 1 кВт установленной мощности. Средняя стоимость электроэнергии для потребителей составляет 195 рублей (РБ) за 1 кВт×час.

3.На карте местности расположите агрегаты ветроэлектростанции с учетом размаха лопастей и необходимых расстояний между ветроустановками. Покажите расположение трансформаторной подстанции и линии электропередачи. Нарисуйте кинематическую схему ветроэнергетической установки 1500 кВт, содержащую ветродвигатель, редуктор, асинхронный генератор. Составьте электрическую схему управления установки.

4.Разработайте принципиальную электрическую схему управления ВЭУ. Синхронный генератор подключен к системе через повышающий трансформатор. При снижении скорости ниже 3 м/с генератор отключается от сети, лопасти ветродвигателя переводятся в нерабочее положение. При повышении скорости ветра свыше 3 м/с, генератор подключается к сети, и работая в двигательном режиме, запускает ветродвигатель и переходит в генераторный режим. При скорости ветра от 3 м/с до расчетной скорости 11 м/с лопасти ветродвигателя установлены под углом атаки, обеспечивающим максимальную подъемную силу. Мощность, развиваемая ветродвигателем и отдаваемая в сеть генератором, пропорциональная кубу скорости ветра. При скорости ветра от 11 м/с до 25 м/с установка развивает номинальную мощность. Это достигается регулированием угла поворота лопастей, при котором уменьшается угол атаки и снижается коэффициент мощности ветродвигателя. При скорости ветра более 25 м/с лопасти ветродвигателя становятся в нерабочее положение, а генератор отключается от сети. Ориентирование головки ветроагрегата по ветру осуществляется исполнительным двигателем системы ориентирования. Двигатель получает сигнал от системы ориентирования, содержащей датчик направления ветра – флюгера с сельсином-датчиком. Скорость ветра измеряется анемометром с электрическим датчиком. Анемометр и флюгер выполнены в одном блоке и расположены на корпусе ветроагрегата.

5.Нарисуйте схему электрических соединений ветроэлектростанции и энергетической системы с напряжением 110 кВ. На электростанции установлены 2 синхронных и 8 асинхронных генераторов по 1000 кВт. Выберите трансформаторы.

6.Как осуществляется грозозащита ветроэлектростанции? Как противостоять обледенению лопастей ветродвигателя?

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Дж. Твайделл, А. Уэйр. Возобновляемые источники энергии.- М.: Энергоатомиздат, 1990 г.- 391 с.

2. Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. - М.: Энергоатомиздат, 1983 г.

3. Олешкевич М.М., Лосюк Ю.А. Нетрадиционные источники энергии. Учебно-методическое пособие для студентов вузов. Минск. БГПА, 2001

4. Олешкевич М.М. Перспективы ветроэнергетики в Беларуси//Энергетика. Известия вузов и ЭО СНГ-1999.-№1

5. Лаврентьев Н.А., Жуков Д.Д. Развитие белорусской ветроэнергетики. Опыт Занарочи // Энергия и ТЭК. – 2004. – № 8. – С. 43 – 45.

6. Вымороков Б.М. Геотермальные электростанции. М.-Л.: Энергия, 1986 г.

7. Коробков В.А. Преобразование энергии океана.- Л., Судостроение, 1986 г.

8. Мак-Вейг Д. Применение солнечной энергии.- М.: Энергоатомиздат, 1981 г.

9. Сассон А. Биотехнология: свершения и надежды.- М., Мир, 1967 г.

10. Копытов Ю.В., Чуланов Б.А. Экономия электроэнергии в промышленности.- М.: Энергия, 1982 г.

11. Олешкевич М.М., Макоско Ю.В. Анализ характеристик роторных ветроэнергетических установок. //Энергетика. Известия вузов и ЭО СНГ-2000.-№6

12. Олешкевич М.М., Макоско Ю.В. Моделирование квазиустановившихся режимов работы асинхронного генератора системного ветроагрегата. //Энергетика. Известия вузов и ЭО СНГ- 2003.-№3, с.29-42

13. Олешкевич М.М., Макоско Ю.В., Олешкевич В.М., Фалюшин П.Л., Бохан Н.И. Комбинированные энергетические установки на возобновляемых источниках энергии. //Энергетика. Известия вузов и ЭО СНГ -2000.-№5, с. 23-30

14. Постановление СМ РБ от 24.4.1997г. №400 с изменениями 28.2.2002г. № 288 «О развитии малой и нетрадиционной энергетики».

15. Постановление СМ РБ от 22.5.1997г. №45 «О порядке формирования тарифов на электроэнергию, покупаемую у объектов малой и нетрадиционной энергетики»

16. Олешкевич М.М., Макоско Ю.В. Олешкевич В.М. Ядерная энергетика и возобновляемые источники энергии. Энергетика и ТЭК- 2007.-№2, февраль, с.16,17,21.

17. Олешкевич М.М., Макоско Ю.В., Олешкевич В.М. Ветроэнергетика – будущее белорусской энергетики.// Энергетика. Известия вузов и ЭО СНГ-2007.-№3,с.