Ветряная турбина с переменной скоростью - Variable speed wind turbine

А переменная скорость ветряная турбина специально разработана для работы в широком диапазоне скоростей вращения ротора. Это прямо противоположно ветряная турбина с фиксированной скоростью где скорость ротора приблизительно постоянна. Причина изменения скорости ротора состоит в том, чтобы уловить максимальную аэродинамическую мощность ветра, поскольку скорость ветра меняется. Аэродинамический КПД или коэффициент мощности, ${\displaystyle C_{p}}$ для фиксированного угла наклона лопастей получается за счет эксплуатации ветряной турбины на оптимальном передаточное отношение как показано на следующем графике.

Отношение наконечника к скорости определяется следующим выражением:

${\displaystyle \lambda ={\frac {\omega R}{v}}}$

куда ${\displaystyle \omega }$ скорость ротора (в радианах в секунду), ${\displaystyle R}$ - радиус ротора, а ${\displaystyle v}$ скорость ветра. Поскольку скорость ветра меняется, скорость ротора должна изменяться для поддержания максимальной эффективности.

Фон

До того, как возникла необходимость подключения ветряных турбин к сети, турбины были фиксированными. Это не было проблемой, потому что турбины не нужно было синхронизировать с частотой сети.^[1]

Все ветровые турбины, подключенные к сети, от первой в 1939 году до разработки ветряных турбин с регулируемой скоростью, подключенных к сети в 1970-х годах, были ветряными турбинами с фиксированной скоростью. По состоянию на 2003 год почти все подключенные к сети ветровые турбины работали с точно постоянная скорость (синхронные генераторы) или в пределах нескольких процентов от постоянной скорости (индукционные генераторы).^[1]

История

В Ветряк Gamma 60 - 1,5 МВт турбина с двумя лопастями, регулирующая рыскание, которая продолжает развиваться. Технология Seawind Ocean B.V., была первой в мире ветряной турбиной с регулируемой скоростью и шарниром качения.^[2]

Диаграммы крутящего момента ротора-скорости

Для ветряной турбины получаемая мощность рассчитывается по следующей формуле:

${\displaystyle P={\frac {1}{2}}\rho \pi R^{2}v^{3}C_{p}(\lambda )}$

куда ${\displaystyle P}$ аэродинамическая мощность и ${\displaystyle \rho }$ это плотность воздуха. Коэффициент мощности представляет собой представление о том, какая часть доступной энергии ветра улавливается ветряной турбиной, и его можно посмотреть на графике выше.

Крутящий момент, ${\displaystyle Q}$на валу ротора определяется отношением извлекаемой мощности к скорости ротора:

${\displaystyle Q={\frac {P}{\omega }}}$

Таким образом, мы можем получить следующие выражения для крутящего момента и мощности:

${\displaystyle P={\frac {1}{2\lambda ^{3}}}\rho \pi R^{5}\omega ^{3}C_{p}(\lambda )}$

и

${\displaystyle Q={\frac {1}{2\lambda ^{3}}}\rho \pi R^{5}\omega ^{2}C_{p}(\lambda )={\frac {1}{2\lambda }}\rho \pi R^{3}v^{2}C_{p}(\lambda )}$

Из приведенного выше уравнения мы можем построить диаграмму крутящего момента для ветряной турбины. Он состоит из нескольких кривых: кривой постоянной мощности, которая отображает соотношение между крутящим моментом и скоростью ротора для постоянной мощности (зеленая кривая); кривые постоянной скорости ветра, которые отображают зависимость между крутящим моментом и скоростью ротора при постоянной скорости ветра (пунктирные серые кривые); и кривые постоянного КПД, которые отображают взаимосвязь между крутящим моментом и скоростью ротора для постоянного КПД, ${\displaystyle C_{p}}$.^[3] Эта диаграмма представлена ​​ниже:

Примечания

Зеленая кривая: график мощности = номинальная мощность, так что ${\displaystyle P=Q\omega }$

Серая кривая: скорость ветра предполагается постоянной, так что ${\displaystyle Q\propto \omega ^{2}C_{p}(\lambda )}$

Синяя кривая: постоянная ${\displaystyle C_{p}(\lambda )}$ так что ${\displaystyle Q\propto \omega ^{2}}$

Силы клинка

Подробнее см. Теория импульса элемента клинка

Рассмотрим следующий рисунок:

Это изображение кажущейся скорости ветра, видимой лопастью (слева на рисунке). На кажущуюся скорость ветра влияют как скорость набегающего потока воздуха, так и скорость ротора. Из этого рисунка видно, что как угол ${\displaystyle \theta }$ и скорость вымпельного ветра ${\displaystyle W}$ являются функциями скорости ротора, ${\displaystyle \omega }$. В более широком смысле, подъемная сила и сила сопротивления также будут функциями ${\displaystyle \omega }$. Это означает, что осевые и тангенциальные силы, действующие на лопасть, зависят от скорости ротора. Сила в осевом направлении определяется по следующей формуле:

Стратегии эксплуатации ветряных турбин с регулируемой скоростью

Стойло регулируется

Как обсуждалось ранее, ветряная турбина в идеале должна работать с максимальной эффективностью при мощности ниже номинальной. После достижения номинальной мощности мощность ограничивается. Это происходит по двум причинам: рейтинги оборудования трансмиссии, такого как генератор; а во-вторых, для снижения нагрузки на лопасти. Таким образом, стратегию работы ветряной турбины можно разделить на компонент с меньшей номинальной мощностью и компонент с номинальной мощностью.

Ниже номинальной мощности

В идеале ветряная турбина будет работать таким образом, чтобы мощность была ниже номинальной. ${\displaystyle C_{p}=C_{p~max}}$. На диаграмме скорости вращения ротора это выглядит следующим образом:

где черная линия представляет начальную часть стратегии работы ветряной турбины с регулируемым срывом скорости. В идеале мы хотели бы оставаться на кривой максимальной эффективности, пока не будет достигнута номинальная мощность. Однако с увеличением скорости вращения ротора уровень шума увеличивается. Чтобы противостоять этому, скорость ротора не может превышать определенного значения. Это показано на рисунке ниже:

Номинальная мощность и выше

Как только скорость ветра достигнет определенного уровня, называемого номинальной скоростью ветра, турбина не сможет производить больше мощности при более высоких скоростях ветра. Ветряная турбина с регулируемой скоростью и регулируемой скоростью не имеет механизма качания. Однако скорость вращения ротора может изменяться. Скорость ротора может быть увеличена или уменьшена соответствующим образом сконструированным контроллером. Что касается рисунка, проиллюстрированного в разделе сил лопастей, очевидно, что угол между скоростью вымпельного ветра и плоскостью вращения зависит от скорости ротора. Этот угол называется угол атаки.

Коэффициенты подъемной силы и лобового сопротивления аэродинамического профиля связаны с углом атаки. В частности, для больших углов атаки крыловой профиль киоски. То есть сопротивление существенно увеличивается. Подъемная сила и сила сопротивления влияют на выработку энергии ветряной турбиной. Это можно увидеть из анализа сил, действующих на лезвие, когда воздух взаимодействует с лезвием (см. Следующие связь ). Таким образом, принуждение аэродинамического профиля к срыву может привести к ограничению мощности.

Таким образом, можно установить, что если необходимо увеличить угол атаки, чтобы ограничить выработку энергии ветряной турбиной, скорость ротора должна быть уменьшена. Опять же, это можно увидеть на рисунке в разрезе сил лезвия. Это также видно из диаграммы скорости вращения ротора. Ссылаясь на приведенную выше диаграмму скорости вращения ротора, за счет уменьшения скорости вращения ротора при высоких скоростях ветра турбина входит в зону сваливания, что приводит к некоторому ограничению выходной мощности.

Регулировка высоты тона

Таким образом, регулировка шага позволяет ветряной турбине активно изменять угол атаки воздуха на лопасти. Это предпочтительнее, чем ветряная турбина с регулируемым срывом, поскольку она позволяет намного лучше контролировать выходную мощность.

Ниже номинальной мощности

Как и в случае ветряной турбины с регулируемой скоростью вращения, первоначальная стратегия эксплуатации заключается в работе на ${\displaystyle C_{p~max}}$ изгиб. Однако из-за ограничений, таких как уровни шума, это невозможно для всего диапазона скоростей ветра ниже номинальной. Ниже номинальной скорости ветра используется следующая стратегия работы:

Выше номинальной мощности

При скорости ветра выше номинальной используется качающий механизм. Это позволяет хорошо контролировать угол атаки, а значит, и крутящий момент. Все предыдущие диаграммы крутящего момента ротора - скорости представляют собой графики, когда угол наклона ${\displaystyle \beta }$, равно нулю. Может быть получен трехмерный график, который включает изменения угла наклона.

В конечном итоге на 2D-графике при скорости ветра выше номинальной турбина будет работать в точке, отмеченной «x» на диаграмме ниже.

Коробки передач

Вариатор скорости может иметь или не иметь коробки передач, в зависимости от пожеланий производителя. Ветровые турбины без редукторов называются ветряными турбинами с прямым приводом. Преимущество редуктора заключается в том, что генераторы обычно проектируются так, чтобы ротор вращался с высокой скоростью внутри статора. Ветровые турбины с прямым приводом не обладают этой особенностью. Недостаток коробки передач - надежность и отказоустойчивость.^[4]

Примером ветряной турбины без редуктора является Enercon E82.^[5]

Генераторы

Для ветряных турбин с регулируемой скоростью можно использовать один из двух типов генераторов: DFIG (индукционный генератор с двойным питанием) или FRC (полностью номинальный преобразователь).

Генератор DFIG рисует Реактивная сила от системы передачи; это может повысить уязвимость системы передачи в случае отказа. Конфигурация DFIG требует, чтобы генератор был с фазным ротором;^[6] роторы с короткозамкнутым ротором не могут использоваться для такой конфигурации.

Полностью номинальный преобразователь может быть либо индукционным генератором, либо генератором с постоянными магнитами. В отличие от DFIG, FRC может использовать в генераторе ротор с короткозамкнутым ротором; Примером этого является Siemens SWT 3.6-107, которую называют отраслевой рабочей лошадкой.^[7] Примером генератора на постоянных магнитах является Siemens SWT-2.3-113.^[8] Недостатком генератора с постоянными магнитами является стоимость материалов, которые необходимо включить.^[9]

Сетевые подключения

Рассмотрим ветряную турбину с регулируемой скоростью и синхронным генератором на постоянных магнитах. Генератор вырабатывает электричество переменного тока. Частота переменного напряжения, генерируемого ветряной турбиной, является функцией скорости ротора внутри генератора:

${\displaystyle N={\frac {120f}{P}}}$

куда ${\displaystyle N}$ скорость ротора, ${\displaystyle P}$ количество полюсов в генераторе, а ${\displaystyle f}$ - частота выходного напряжения. То есть по мере изменения скорости ветра меняется скорость ротора и, следовательно, изменяется частота напряжения. Этот вид электричества не может быть напрямую подключен к системе передачи. Вместо этого его необходимо скорректировать так, чтобы его частота была постоянной. Для этого используются преобразователи мощности, что приводит к отсоединению ветряной турбины от системы передачи. По мере того как в национальную энергосистему включается все больше ветряных турбин, инерция уменьшается. Это означает, что на частоту системы передачи более сильно влияет потеря одного генератора.

Преобразователи мощности

Как уже упоминалось, напряжение, генерируемое ветряной турбиной с регулируемой скоростью, не соответствует требованиям сети. Чтобы снабжать сеть передачи энергией от этих турбин, сигнал должен проходить через преобразователь мощности, который гарантирует, что частота напряжения электроэнергии, вырабатываемой ветряной турбиной, равна частоте системы передачи, когда она передается в систему передачи. Преобразователи мощности сначала преобразуют сигнал в сигнал постоянного тока, а затем преобразуют сигнал постоянного тока в сигнал переменного тока. Используемые методы включают широтно-импульсная модуляция.

Рекомендации

1. П. В. Карлин, А. С. Лаксон и Э. Б. Мулджади.«История и современное состояние технологии ветряных турбин с регулируемой скоростью».2003.стр. 130-131.
2. Carlin, P.W .; Laxson, A.S .; Мулджади, Э. «История и современное состояние технологии ветряных турбин с регулируемой скоростью». NREL. Национальная лаборатория возобновляемых источников энергии. Получено 1 февраля, 2001.
3. https://www.springer.com/cda/content/document/cda_downloaddocument/9781846284922-c1.pdf?SGWID=0-0-45-436805-p172423327
4. http://mragheb.com/Wind%20Power%20Gearbox%20Technologies.pdf
5. http://www.enercon.de/en-en/64.htm
6. http://www.4thintegrationconference.com/second/downloads/Anaya%20Trans%20Tutorial%20Talk.pdf
7. http://www.energy.siemens.com/nl/pool/hq/power-generation/renewables/wind-power/wind%20turbines/E50001-W310-A103-V6-4A00_WS_SWT_3_6_107_US.pdf
8. http://www.energy.siemens.com/us/pool/hq/power-generation/wind-power/E50001-W310-A174-X-4A00_WS_SWT-2.3-113_US.pdf
9. http://www.rechargenews.com/wind/article1292870.ece