двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты)

Формула изобретения

1. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что каждый ротор турбины имеет число лопастей более 3-х, которые спроектированы как вращающиеся крылья, а суммарная площадь лобовой поверхности лопастей на номинальном режиме работы составляет 0,3÷0,5 от площади ометаемой лопастями поверхности.

2. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что лопасти во втулке устанавливаются на подшипниках скольжения, в которых применяется твердая смазка на основе дихалькогенидов металлов, в сочетании с керамической втулкой.

3. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что электрогенератор с вертикальной осью вращения ротора размещен в верхней части неподвижной башни, статор генератора закреплен к башне, а ось ротора электрогенератора расположена вертикально и совпадает с осью вращения поворотной платформы.

4. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, генератор с вертикальной осью вращения ротора, размещенный в верхней части башни отличающаяся тем, что привод от турбины к генератору выполнен с помощью конической зубчатой передачи.

5. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что мультипликатор представляет собой двухконтурный зубчатый механизм, размещенный в одном корпусе, каждый конкур которого передает движение и крутящий момент от одного из роторов турбины независимо от движения другого контура, а кинематическая схема контура представляет собой планетарный редуктор и зубчатый одноступенчатый перебор.

6. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что между мультипликатором и ротором электрогенератора установлен трехвальный соосный зубчатый редуктор, кинематическая схема которого выполнена по условиям

₁=К· ₂, где

₁ - изменение угловой скорости входного внутреннего вала;

₂ - изменение угловой скорости входного внешнего вала;

К - постоянный коэффициент, который зависит только от кинематической схемы редуктора.

7. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что число лопастей ветротурбины выбрано по условию:

число лопастей одного ротора - Z;

число лопастей другого ротора - (Z+1).

8. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что на внешнем вале турбины выполнена удлиняющая проставка, в конце которой установлен передний подшипник внутреннего вала.

9. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что алгоритм управления углами поворота лопастей одного ротора

₁=f( ), т.e.

угол установки лопасти есть функция только скорости ветра, а другого ротора n_ген=const, ₂= ar, т.е. обороты генератора поддерживаются постоянными за счет изменения углов установки лопастей другого ротора,

где ₁ - угол установки одного ротора;

- скорость ветра;

n_ген - обороты электрогенератора;

₂ - угол установки другого ротора;

ar - переменная величина.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к ветротурбиным установкам пропеллерного типа с горизонтальной осью.

Существующие мощные ветроэнергетические установки имеют турбину с 3-мя лопастями и одним ротором. Каждая лопасть крепится к втулке через подшипник качения большого диаметра. Такая конструкция не позволяет увеличить число лопастей в роторе. Больше 3-х лопастей во втулке не размещается. В 3-х-лопастных турбинах низкая эффективность использования энергии ветра, около 26%.

Есть несколько причин снижения эффективности. Основная из них заключается в том, что существует предвзятое допущение - мощность ветротурбины слабо зависит от числа лопастей, а зависит только от ометаемой лопастями площади. При проектировании турбин используется кривая Бетца и его постулат о максимальном теоретическом коэффициенте использования энергии ветра, равном 0,5926. На фигуре 1 показаны теоретические кривые коэффициента использования энергии ветра идеальной ветротурбиной.

- коэффициент использования энергии ветра;

V₁, V₀ - скорость потока ветра через турбину и на входе в турбину.

В своей диссертации А. Бетц рассматривал изменение кинетической энергии воздушного потока в профилированном канале с условными стенками. Он не принимал во внимание массо-энергообмен турбинного воздуха с окружающим потоком воздуха. Снижение эффективности однороторных 3-х-лопастных турбин происходит еще из-за того, что за вращающимся ротором возникает вращающийся поток воздуха, который снижает величину перепада воздушного давления на роторе и, следовательно, снижает мощность турбины.

Небольшое число лопастей приводит к появлению низкочастотных пульсаций давления воздуха. Частота пульсаций находится в зоне опасного инфразвука 0÷12 Гц. Пульсации в однороторной турбине возникают в моменты прохождения лопасти мимо башни.

Обычно слух воспринимает колебания в пределах 16-20000 Гц. Неприятные последствия вызывает не только чрезмерный шум в слышимом диапазоне колебаний, но и инфразвук в не воспринимаемых слухом человека диапазоне от 16 Гц до 0.001 Гц. Инфразвук вызывает нервное перенапряжение, недомогание, головокружение, изменение деятельности внутренних органов, особенно нервной и сердечно-сосудистой систем. Самым опасным считается промежуток от 6 до 9 Гц. Значительные психотропные эффекты сильнее всего проявляются на частоте 7 Гц, созвучной альфа-ритму природных колебаний мозга. Причем любая умственная работа в этом случае делается невозможной. Звук малой интенсивности вызывает тошноту и звон в ушах, а также ухудшение зрения и безотчетный страх. Звук средней интенсивности расстраивает органы пищеварения и мозг, рождая паралич, общую слабость, а иногда, слепоту.

Пульсации давления и, следовательно, скорости приводят к некоторой потере мощности из-за циклического уменьшения перепада давления на колесе ветротурбины. Потеря мощности может составлять 2-5% от ее теоретического значения. Исследования Массачусетского университета показывают, что значительная часть энергии шума находится в диапазоне звуковых частот от 0 до 20 Гц (www.ceere.org/rerl). Поэтому с экономических и экологических позиций целесообразно устранить инфразвук.

Техническими решениями по устранению причины возникновения низкочастотных колебаний при работе ветроэнергетических установок (ВЭУ) могут быть увеличение числа лопастей или повышение скорости вращения ветроколеса.

В двухроторной турбине роторы, как правило, вращаются в разные стороны. Частота пульсаций давления выше, чем в однороторной турбине.

Инфразвук от влияния башни не возникает. Однако пульсации давления происходят от влияния лопастей одного ротора на лопасти другого. Произвольный выбор числа лопастей в роторах может привести к эффекту акустических биений. Поэтому в числах лопастей роторов не должно быть одинаковых сомножителей. Например: один ряд лопастей имеет 4 лопасти, второй ряд имеет 2 лопасти. Общий сомножитель равен 2. Или один ротор имеет 6 лопастей, а второй 3. Общий сомножитель - 3. В обоих случаях возможно возникновение инфразвука частотой 4-6 Гц.

Явление акустических биений можно исключить, если число лопастей одного ротора равно Z, а другого (Z+1).

Известно устройство по патенту [JP 2005036749 А 10.02.2005].

П. 1 патента. В горизонтальноосевой турбине ротор с переменной скоростью вращения и возможностью поворота по азимуту, в зависимости от скорости ветра. Ветротурбина оснащена средствами измерения и записи угла азимута, скорости вращения, записи времени и системой измерения низкочастотного шума.

П. 2 патента. Ветротурбина по п. 1 со средствами управления скоростью вращения ротора.

П. 3 патента. Ветротурбина по п. 1, в которой управление скоростью производится в определенное время.

П. 4 патента. Ветротурбина по п. 1, в которой устройства управляют углом азимута и оборотами ротора, в зависимости от конкретного низкочастотного шума.

П. 5 патента. Ветротурбина по п. 1, в которой управление скоростью производится для конкретного района, с подветренной или наветренной стороны.

П. 6 патента. Ветротурбина по п. 1, в которой скорость вращения уменьшается в определенное время в конкретном регионе для подавления низкочастотного шума.

В патенте JP 2005036749 А, как в пунктах формулы, так и в описании говорится о низкочастотном шуме. Никакого отношения к способу предотвращения или устранения инфразвука патент не имеет. Указаны способы уменьшения действия низкочастотного шума на конкретную местность за счет поворота вектора шумового воздействия либо за счет уменьшения оборотов ветротурбины или времени функционирования.

Существуют понятия - «инфразвук» (infrasound) и низкочастотный шум (low-frequency noise).

Сегодня наличие инфразвука на всех ветроустановках является серьезной экологической проблемой.

В патенте RU 2463475 С2 10.10.2012, представлена ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными многолопастными ветроколесами с горизонтальной осью и поворотный корпус с электрогенератором и мультипликатором. Мультипликатор связан с валом электрического генератора и валами ветроколес. Ветроколеса снабжены системой управления углами установки лопастей. Ветроколеса установлены по одну сторону от оси вращения корпуса на коаксиальных валах и выполнены с количеством лопастей, выбранным из условия z ₁·z₂>f/ _c, где z₁ и z₂ - количество лопастей на первом и втором ветроколесах соответственно; f - безопасная частота инфразвука, не менее 10 Гц; _c= ₁+ ₂ - относительная частота вращения ветротурбины, ₁ и ₂ - частота вращения первого и второго ветроколеса, об/с.

Недостатки его в следующем. Формула по оптимизации количества лопастей, для исключения возникновения инфразвука, не учитывает возможность возникновения акустических биений с частотой диапазона инфразвука. Акустические биения могут появиться из-за совпадения фаз положения 2-х и более лопастей.

На ветроэнергетических установках, у которых выработанная электроэнергия передается в электрические сети, устанавливаются электрогенераторы переменного 3-х фазного тока. Их разнообразие сводится к двум типам - синхронные генераторы, и асинхронные генераторы. И в том и другом варианте, как правило, между ветротурбиной и генератором устанавливаются мультипликаторы механического типа, с зубчатым зацеплением. Качественные характеристики вырабатываемого электротока и оптимальное использование энергии ветра требуют постоянства числа оборотов ротора электрогенератора. Постоянные обороты легко обеспечиваются, если скорость ветра номинальная или выше номинальной. Происходит это за счет автоматического поворота лопастей турбины. Если скорость ветра снижается до 10 м/с и ниже, то поддерживать число оборотов генератора постоянными становится проблемой. В ВЭУ появляются дополнительные сложные электронные устройства в виде преобразователей частоты, выходной сигнал из которых не очень соответствует частотной гармонике электросети.

В двухроторных установках используют планетарные зубчатые передачи в качестве мультипликаторов, которые устанавливаются в трансмиссиях между ветротурбинными колесами и электрогенераторами. Планетарные передачи, имеющие подвижных три вала обычно называют дифференциалами.

Все существующие дифференциалы имеют одну закономерность. При постоянном числе оборотов какого-то вала другие валы вращаются в зависимости от величины момента, приложенного к каждому валу. Если число оборотов одного вала увеличивается, то другого вала уменьшается. И наоборот. Рассмотрим применение такого дифференциала в контроторной ветротурбины. При уменьшении скорости ветра количество ветровой энергии, передаваемой лопастями турбины, также уменьшается. Обороты роторов турбины начинают снижаться. Автоматика управления углами установки лопастей несколько замедляет снижение оборотов, но полностью восстановить их не может.

Эти процессы показаны для наглядности на фиг. 2 и 3.

Фиг. 2 - Снижение оборотов турбины с уменьшением скорости ветра,

Фиг. 3 - Изменение оборотов специального 3-х-вального планетарного механизма (дифференциала).

При уменьшении скорости ветра обороты турбины начинают уменьшаться, на втором роторе 2 обороты уменьшаются чуть интенсивнее, чем на первом 1 (поясняющий фиг. 2). При падении оборотов любого вала, например первого 1, для того чтобы сохранить обороты генератора постоянными, надо увеличить обороты 2 второго вала (поясняющий фиг. 3). Но это невозможно, так как энергия воздушного потока, с уменьшением скорости ветра также уменьшается.

Если обороты ротора генератора падают с уменьшением скорости ветра, то генератор автоматически переходит в режим электродвигателя с питанием от центральной электросети. Выработка электроэнергии прекращается. Обычно это происходит на скоростях ветра менее 20-25% от номинального значения. Такое явление снижает эффективность ветроустановки за счет снижения количества вырабатываемой электроэнергии.

Нужно устройство, которое поддерживало бы обороты генератора до самых малых скоростей ветра, что обеспечивало бы высокую выработку электроэнергии.

Известно установка по патенту FR 2589201А1 30.04.1987. Ветроустановка с двумя рядами роторов противоположного вращения, которая, п. 1 патента, состоит из:

1) опоры;

2) двух свободно вращающихся роторов с лопастями и механизмом регулирования их положения;

3) лопаточного прибора, который использует энергию ветра для поворота лопастей.

П. 2 патента. Установка по п. 1, в лопаточном приборе, которого используется шарико-винтовая пара.

п. 3 патента. Установка по п. 1 и 2 с устройствами, преобразующими продольное перемещение лопаточного прибора в круговое движение цапф лопастей.

п. 4 патента. Согласно п.п. 1, 2, 3 верхний (передний) ротор, свободно вращается относительно нижнего (заднего), а нижний ротор свободно вращается относительно выходного вала.

Однако, приведенная конструктивная схема не соответствует этому утверждению. Верхний ротор с нижним ротором и нижний с выходным валом соединены шестеренчатыми передачами, с неподвижными осями. Поэтому свободно вращаться ротора просто не могут. Крутящий момент с верхнего ротора через зубчатый перебор, передается на нижний ротор, затем через зубчатый перебор передается на выходной вал.

Такая кинематика имеет только одну степень свободы и функционально двухроторную систему превращает в однороторную, с зависимыми несвободными роторами, вращающимися в разные стороны. Остановка любого звена останавливает всю систему. Поддержать постоянное число оборотов роторов при изменении скорости ветра за счет поворота лопастей при такой конструкции физически невозможно.

П. 5 патента FR 2589201 A1. Патентуется зубчатая передача по п. 4. между верхним и нижним ротором и выходным валом.

В тексте описания есть фразы «способствует сохранению скорости вращения роторов, независимо от изменения скорости ветра», «почти постоянное число оборотов», «Этому способствует вращение лопастей вокруг своих осей» и проч. Такие заявления являются результатом общих рассуждений. Предложенная конструктивная схема передачи от роторов турбин к валу не может обеспечить постоянство числа оборотов выходного вала.

Известно устройство ветроустановки по патенту US 2006/0093482 А1 04.05.2006.

Это двухроторная турбина с соосными роторами. В комплект входит мультипликатор планетарного типа и специальный механизм торможения всей системы.

В устройстве применен простой планетарный сателлитный механизм. При снижении скорости ветра ниже номинальной, примерно на 20%, обороты роторов также снижаются. Соответственно, уменьшаются обороты генератора со всеми нежелательными явлениями.

В патенте JP 2007321659 А 13.12.2007 предлагается двухроторная установка, в которой соосные 3-х-лопастные роторы вращаются в одну сторону. Фактически это один ротор, в котором одно турбинное колесо поворачивается относительно другого на определенный угол, в зависимости от скорости ветра. Предполагается, что таким способом можно достичь более высокой эффективности использования энергии ветра. Описывается устройство перемещения одного колеса относительно другого.

В двухроторной турбине имеется серьезная конструктивная проблема - внутренний вал тоньше наружного вала. Для исключения касания роторов при поворотах мотогондолы вокруг оси башни и порывах ветра внутренний вал удлиняется. Увеличивается расстояние между роторами. Прогиб вала увеличивается, прочность снижается.

Компоновка существующих ветротурбинных установок достаточно однотипная. Электрогенератор устанавливается в мотогондоле. Мотогондола поворачивается на оси башни в зависимости от направления ветра. От генератора вниз по неподвижной башне спускается кабель. При вращении мотогондолы кабель закручивается. Необходимо делать либо автоматику для раскрутки кабеля контрповоротом гондолы, либо в разрез кабеля устанавливаются специальные токосъемники. В любом случае это проблема, снижающая надежность системы, увеличивающая стоимость установки и сервисного обслуживания.

По краткому обзору существующие ветроэнергетические установки имеют следующие основные недостатки:

- низкая эффективность по использованию энергии потока по сравнению с газовыми или гидротурбинами;

- наличие инфразвука, низких звуковых частот в диапазоне 0-12 Гц;

- невозможность сохранения постоянства числа оборотов ротора электрогенератора при снижении скорости ветра ниже 20% от номинальной. Обычно это менее 8 м/с;

- наличие закрутки основного силового кабеля, идущего из поворотной мотогондолы на неподвижную башню.

Технический результат - расширение арсенала технических средств.

Задачей является реализация концепции двухроторных ветроэнергетических установок повышенной эффективности.

Одним из путей повышения эффективности является повышение надежности любого элемента конструкции. Как следствие - увеличение срока эксплуатации, уменьшение расходов на ремонт и сервисное обслуживание, увеличение выработки электроэнергии и снижение цены на электроэнергию.

На фигурах 4 и 5 показаны варианты двухроторной ветроэнергетической установки, которая отличается от других новыми решениями.

Ветроэнергетическая установка включает в себя башню 6, на которой через подшипник установлена поворотная платформа 7. На поворотной платформе размещены два соосных ротора ветротурбины, механический зубчатый мультипликатор, трехвальный зубчатый редуктор и электрогенератор на платформе или верхней части башни.

Каждый ротор турбины состоит из вала 14, 15, на одном конце которого закреплена втулка ветроколеса 8, 9 с лопастями 10 и системами поворота лопастей 13, а другой конец вала соединяется с входным валом мультипликатора 18. Роторы установлены на подшипниках 11, 16, 17. Передний подшипник 11 внутреннего вала расположен в специальной проставке 12, которая соединена с фланцем втулки второго ветроколеса, что является одной из особенностей конструкции. Чтобы максимально использовать энергию скорости ветра лопасти первого ротора автоматически поворачиваются по команде системы управления на угол установки, который соответствует скорости ветра в данный момент времени. Лопасти второго ветроколеса поворачиваются на такой угол установки, чтобы сохранить обороты электрогенератора постоянными. При уменьшении скорости ветра число оборотов каждой турбины уменьшается, при увеличении скорости ветра число оборотов роторов турбины увеличивается. Такой алгоритм изменения оборотов устанавливается с помощью трехвального редуктора 21, кинематическая схема которого выполнена как «отрицательный» дифференциал.

От мультипликатора движение и крутящий момент от ветротурбины через два соосных валика передаются на два входных вала 3-х-вального редуктора 21, а затем по трансмиссионному валу 22 (фиг. 4), угловой редуктор 23 и соединительную муфту 24 передаются на электрогенератор 25.

Электрогенератор 25 в варианте двухроторной ветроэнергетической установки (фиг. 4) находится в верхней части башни. Статор электрогенератора закреплен на растяжках к стенкам башни.

Привод электрогенератора в варианте двухроторной ветроэнергетической установки, когда он размещен на поворотной платформе (фиг. 5) происходит от выходного вала 3-х-вального редуктора 21. Электрогенератор расположен горизонтально и поворачивается вместе с поворотной платформой.

Мультипликатор представляет собой зубчатый механизм, кинематическая схема которого обеспечивает независимую передачу мощности и движения от каждой турбины и суммирующему 3-х-вальному редуктору. Схема мультипликатора представлена на фиг. 6. Подобный сдвоенный механизм для двухроторных ветроэнергетических установок авторам неизвестен.

Тихоходные валы-водила мультипликатора 28, 29 фиг. 6 соединяются с валами ветроколес зубчатыми муфтами 26, 27, размещенные одна внутри другой, компенсирующими небольшие по величине смещения осей валов и способные передавать высокие крутящие моменты при сравнительно небольших габаритах. Компенсация смещений валов достигается перекосом зубчатой втулки относительно зубчатой обоймы за счет боковых зазоров и сферической поверхности наружных зубьев. Мультипликатор повышает частоту вращения тихоходных внутреннего и наружного ветроколес от 30 об/мин (рабочая частота вращения) до частоты вращения генератора.

Мультипликатор объединен в общий корпус 35 цилиндрической формы, в котором размещены подшипниковые опоры и узлы 41, 42, 43 внешнего и внутреннего валов-водил, передающих крутящий момент от ветроколес посредством планетарной зубчатой передачи и системой простых зубчатых передач к валу генератора. Конструктивно планетарная и простая зубчатая передачи внутреннего вала повторяют планетарную и повышающую зубчатую передачу внешнего вала и имеют одинаковые габариты. В планетарной передаче большие нагрузки воспринимаются одновременно несколькими сателлитами 30, вследствие этого габариты зубчатых колес и габариты корпуса мультипликатора имеют оптимальные размеры.

Подшипниковые опоры наружного вала-водила 36, 37 расположены в левом полукорпусе мультипликатора. Левая подшипниковая опора внутреннего вала-водила 39 встроена во внутреннюю стенку наружного вала-водила, а правая подшипниковая опора 40 расположена в правом полукорпусе мультипликатора. Центральное колесо с внутренними зубьями 32 планетарной передачи наружного вала неподвижно закреплено в левом полукорпусе мультипликатора, сателлиты 30 закрепляются на подшипниковых опорах 38, в расточках наружного вала-водила и сцепляются зубьями с центральным большим колесом с внутренними зубьями и центральным малым двухвенцовым колесом с внешними зубьями 31. Крутящий момент посредством второго венца передается на шестерню входного внутреннего вала трехвального зубчатого редуктора. Водило представляет собой сборную конструкцию, выполнено заодно с валом и является одним из основных звеньев планетарной передачи, в котором закреплены оси сателлитов. От высокой точности координации отверстий для установки осей сателлитов в водиле зависят распределение нагрузки среди сателлитов, несущая способность мультипликатора, уровень шума и вибраций.

Центральное колесо с внутренними зубьями 32 планетарной передачи внутреннего вала неподвижно закреплено в правом полукорпусе мультипликатора, а сателлиты 30 закрепляются на подшипниковых опорах 38, в расточках внутреннего вала-водила и сцепляются зубьями с центральным большим колесом с внутренними зубьями и центральным малым двухвенцовым колесом с внешними зубьями 31. Крутящий момент посредством второго венца передается на шестерню входного наружного вала трехвального зубчатого редуктора.

Мультипликатор снабжен самостоятельной системой смазки с охлаждением масла, насосом и соответствующими приборами.

Если электрогенератор 25 фиг. 4 расположен в верхней части башни, то ось ротора генератора совпадает с центральной осью башни. Выходной вал трехвального редуктора через промежуточный трансмиссионный вал 22, угловой редуктор 23 и соединительную муфту 24 передает мощность на вал генератора 25.

Выделим основные конструктивные решения новой двухроторной ветроэнергетической установки.

1. Лопасти турбины представляют собой вращающийся крыловой профиль. Оболочка лопасти, образующая аэродинамическую поверхность, сделана из углерод-углеродных композитных материалов (carbon). Конструкция как у самолетного крыла: лонжерон, нервюры, обшивка. Все перечисленное представляется нам уже новшеством. Но главное - абсолютно новый способ, принятый для расчета и проектирования турбины. На фиг. 1 показаны теоретические кривые протекания коэффициентов использования энергии ветра. Известна кривая А. Бетца. Максимальный коэффициент использования энергии ветра по кривой Бетца 0,5926, при этом площадь проходного сечения в турбине для потока ветра составляет около 67% от площади ометаемой поверхности. У существующих ветротурбин площадь проходного сечения составляет 92-94%. Около 60% воздушного потока проходит мимо лопастей турбины и энергия этой части ветра турбиной не снимается. Предлагаемая ветротурбина построена на основе применения кривой Е. Тихоновой, показанной на фиг. 1 (см. Пример 1). Кривая Е. Тихоновой или график Е. Тихоновой основан на допущении, что при действии потока воздуха на турбину существует эффект эжекции воздуха, который проходит через диск турбины, струями воздуха обтекающего диск турбины. В результате этого давление воздуха за турбиной понижается, и мощность турбины увеличивается.

Доля площади проходного сечения принята 0,55. Исходя из величины проходного сечения устанавливается количество лопастей, их аэродинамический профиль и геометрия. Число лопастей более 3^х.

По данному способу проектирования были созданы модельные ветроустановки и исследованы их характеристики. Результаты испытаний подтвердили высокую эффективность турбин. (см. Пример 2).

Таким образом, технический результат достигается использованием двухроторной ветроэнергетической установки, включающей размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, систему управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор. При этом, каждый ротор турбины имеет число лопастей более 3-х, которые спроектированы как вращающиеся крылья, а суммарная площадь лобовой поверхности лопастей на номинальном режиме работы составляет 0,3-0,5 от площади ометаемой лопастями поверхности.

Площадь лобовой поверхности лопасти - это площадь проекции тела лопасти на плоскость, перпендикулярную направлению ветра.

2. На конструктивной схеме, фиг. 7, показано устройство подшипника лопасти.

Хвостовик лопасти 44 устанавливается в гильзу 45 втулки ветроколеса 46. В гильзе размещаются два подшипника скольжения, состоящие из керамических втулок 47 и поверхности трения на хвостовике лопасти.

В подшипнике скольжения поворотной лопасти ветротурбины применена твердая смазка 48 на основе дихалькогенидов металлов, в сочетании с керамической втулкой. В стандартных конструкциях используются пластичные смазки, либо жидкие. И те и другие требуют периодической замены, что усложняет и удорожает сервисное обслуживание. Существуют проблемы с утечкой смазки. Применение подшипников скольжения с твердой смазкой устраняет массу проблем по эксплуатации: не требуется система подачи жидких или пластичных смазок, нет периодического обслуживания, нет частой замены смазки. Коэффициент трения снижается, и потери мощности уменьшаются (см. пример 3).

Поэтому в предлагаемой ветроэнергетической установке, лопасти во втулке устанавливаются на подшипниках скольжения, в которых применяется твердая смазка на основе дихалькогенидов металлов, в сочетании с керамической втулкой.

3. Электрогенератор размещен не в поворотной платформе, как в других ветротурбинах, а в башне. Вариант размещения электрогенератора показан на фиг. 4.

Электрогенератор крепится к конструкции башни, ось его ротора совпадает с осью вращения опорного подшипника поворотной платформы. Силовые кабели выходят из генератора и выкладываются вертикально по внутренней поверхности башни. Надежность кабелей обеспечена тем, что кабели не закручиваются при повороте платформы на любой угол. В существующих системах при раскрутке кабеля ветротурбина отключается от сети и переходит в режим флюгирования. В течение определенного времени энергоустановка не работает, не вырабатывает энергию и таким образом эффективность ее снижается.

Предлагается двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что электрогенератор с вертикальной осью вращения ротора размещен в верхней части неподвижной башни, статор генератора закреплен к башне, а ось ротора электрогенератора расположена вертикально и совпадает с осью вращения поворотной платформы. Увеличивается надежность кабеля, что повышает надежность всей установки и ее эффективность.

4. Привод ротора электрогенератора (см. фиг. 4) происходит от мультипликатора через угловой редуктор, ось выходного ротора которого находится на оси подшипника поворотной платформы. Корпус углового редуктора закреплен к поворотной платформе и поворачивается при изменении вектора ветра вместе с ней. Между выходным валом углового редуктора и валом электрогенератора установлена муфта, компенсирующая некоторую несоосность валов. Входной вал углового редуктора соединен трансмиссионным валом с мультипликатором. Угловой редуктор обеспечивает привод генератора, размещенного в башне, относительно башни. В результате такого решения увеличивается выработка электроэнергии установкой, потому что уменьшаются потери эксплуатационного времени на величину периодической раскрутки кабеля. Двухроторная ветроэнергетическая установка работает более эффективно.

При таком конструктивном решении получается двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, генератор с вертикальной осью вращения ротора, размещенный в верхней части башни отличающаяся тем, что привод от турбины к генератору выполнен с помощью конической зубчатой передачи.

5. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что мультипликатор представляет собой двухконтурный зубчатый механизм, размещенный в одном корпусе, каждый контур которого передает движение и крутящий момент от одного из роторов турбины независимо от движения другого контура, а кинематическая схема контура представляет собой планетарный редуктор и зубчатый одноступенчатый перебор.

Крутящий момент от второго ротора турбины поступает к первому контуру, момент от первого ротора передается ко второму контуру.

Передача движения происходит по соосным валам до входа в трехвальный редуктор. Каждый контур состоит из планетарного сателлитного механизма с заторможенным венцовым колесом и зубчатого перебора из двух колес, оси которых неподвижны. Подобная схема в конструкциях ветроэнергетических установок не применялась. Поток мощности от ветротурбины разделяется на два потока, снижается нагрузка на детали, увеличивается ресурс и надежность деталей и узла ветротурбины в целом.

Повышение надежности мультипликатора ведет к уменьшению затрат на сервисное обслуживание, уменьшение затрат на ремонт установки и увеличению времени ее эксплуатации и в итоге к повышению эффективности.

6. В данной установке имеется устройство, которое обеспечивает выполнение важнейшей функции для ветротурбин. Это трехвальный редуктор (21 по схеме фиг. 4). Он предназначен для поддержания постоянных оборотов выходного вала при изменении оборотов 2-х входных соосных валов. Редуктор представляет собой зубчатый механизм. Один из вариантов механизма показан на фиг. 8 (кинематическая схема 3-х-вального дифференциального редуктора).

Это зубчатый планетарный механизм, в котором два водила 53 и 55. На водиле 53 закрепляется промежуточное венцовое зубчатое колесо. Водило 55 жестко соединено с внутренним входным валом 49 и с колесом, имеющим наружный зубчатый венец 58. На водиле 55 размещаются сателлиты 56. Между сателлитами 52 и 56 установлен промежуточный зубчатый венец 58 с внутренними и наружными зубьями. Шестерня 54, с неподвижной осью предназначена для изменения направления вращения водила 53 относительно водила 55. Наружный входной вал 50, соосный валу 49, имеет венец 51 с внутренними зубьями. Выходная центральная шестерня 57 зацеплена с сателлитами 56.

Фактически этот механизм является дифференциалом.

Движение звеньев обычного дифференциала можно математически записать

₃=A ₁+В ₂,

где А и В - постоянные коэффициенты, зависящие от кинематической схемы механизма;

₁ - угловая скорость одного входного вала;

₂ - угловая скорость другого входного вала;

₃ - угловая скорость выходного вала;

Если скорость одного из звеньев механизма, например ₂ увеличится то, при постоянной скорости ₃ скорость ₁ уменьшится. Если скорость ₂ уменьшится, то скорость ₁ увеличится. Назовем условно такой дифференциал «положительным».

Если скорость ₃ сохраняется постоянной, то при изменении одной из скоростей ₁ или ₂ выражение движения дифференциала становится

₁+К ₂=0,

где К - постоянный коэффициент, который зависит от кинематической схемы механизма;

₁ и ₂- изменения величин угловых скоростей;

Иная картина движения звеньев дифференциала в предлагаемой установке (фиг. 8):

₃=A ₁-В ₂,

или, при ₃=0

₁=К ₂

Если скорость одного вала увеличивается, то увеличивается скорость другого вала. Если скорость одного вала уменьшается, то скорость другого вала также уменьшается. Происходит «отрицательное» дифференцирование.

Схема предлагаемого механизма и способ дифференцирования являются новыми. Аналоги неизвестны. С помощью такого механизма решается одна их главных задач в ветроэнергетике - поддержание постоянных оборотов электрогенератора при уменьшении скорости ветра. Никаких дополнительных устройств - коробок переключения скоростей, электронных преобразователей частоты, инверторов не требуется. Форма электротока сохраняется синусоидальной, без частотных шумов. При малых скоростях ветра эффективность, по выработке энергии, повышается на 10-20%, что показано в примере 4. Таким образом, двухроторная ветроэнергетическая установка работает более эффективно.

В результате получается двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор. При этом между мультипликатором и ротором электрогенератора установлен трехвальный соосный зубчатый редуктор, кинематическая схема которого выполнена по условиям:

₁=К· ₂, где

₁ - изменение угловой скорости входного внутреннего вала;

₂ - изменение угловой скорости входного внешнего вала;

К - постоянный коэффициент, который зависит только от кинематической схемы редуктора, обеспечивающего поддержание постоянных оборотов выходного вала при изменении оборотов входных валов.

7. Для исключения возникновения инфразвука опасных частот в диапазоне 0-12 Гц число лопастей в каждом роторе выбрано по условию: число лопастей одного ротора z, число лопастей другого ротора (z+1).

Получается двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что число лопастей ветротурбины выбрано по условию

число лопастей одного ротора - Z

число лопастей другого ротора - (Z+1).

Уменьшаются потери мощности на образование низкочастотных акустических шумов. В итоге двухроторная ветроэнергетическая установка работает более эффективно.

8. Вал наружного ротора 15 (фиг. 5), устанавливается на двух подшипниках качения 16 и 17, которые размещаются в мотораме поворотной платформы 7. Внутренний вал 14 установлен также на двух подшипниках 16 и 17а. Внутренний вал выступает относительно торца втулки 8 наружного ротора на 2,5-3 м. Консольный вылет внутреннего вала может достигать значительных величин при массе передней втулки с лопастями 6-7 т. Для улучшения прочностных характеристик внутреннего вала наружный вал искусственно удлиняется путем установки цилиндрической проставки 12, которая крепится к фланцу второй втулки болтами. В конце вращающейся проставки размещается подшипник 11. По внутреннему диаметру он устанавливается на втулку 9. Подшипник 11 становится передней опорой внутреннего вала. Консоль внутреннего вала с 3 м сокращается до 0,5 м. Внутренний вал 14, за счет усиления его проставкой 12 становится жестким и более прочным. Повышается надежность двухроторной ветроэнергетической установки за счет снижения нагрузки на внутренний вал и его подшипники.

Изготовление узлов становится менее затратным. В итоге двухроторная ветроэнергетическая установка работает более эффективно.

В результате такого решения получается двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что на внешнем вале турбины выполнена удлиняющая проставка, в конце которой установлен передний подшипник внутреннего вала.

9. В предлагаемой двухроторной ветроэнергетической установке каждый из роторов является независимым от другого и может вращаться самостоятельно. Чтобы оптимально использовать уникальные свойства «отрицательного» дифференциала разработана специальная система управления углами установки лопастей с помощью 2^х регуляторов. Чтобы не допустить колебания оборотов и не получить эффект раскачки оборотов регуляторы имеют разные законы управления лопастями роторов. Один регулятор изменяет угол установки лопастей своего ротора в прямой зависимости от скорости ветра.

₁=f( ), где

- угол установки лопастей одного ротора;

- скорость ветра;

Сигнал обратной связи от датчика угла поворота энкодера, который замеряет текущее положение лопасти, поступает в систему измерения скорости ветра.

Регулятор на другом роторе устанавливает угол ₂ своего ротора такой, чтобы стабилизировать обороты электрогенератора, сохраняя их постоянными

₂=f(n₂), при n_Г=const, где

₂ - угол установки лопастей другого ротора;

n_Г - обороты электрогенератора;

n₂ - обороты другого ротора;

const - постоянная величина.

Такое функциональное решение позволяет создать двухроторную ветроэнергетическую установку, включающую размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающуюся тем, что алгоритм управления углами поворота лопастей одного ротора

₁=f( ), т.е.

угол установки лопасти есть функция только скорости ветра, а другого ротора n_ген=const, ₂= ar, где

₁ - угол установки одного ротора;

- скорость ветра;

n_ген - обороты электрогенератора;

₂ - угол установки другого ротора;

ar - переменная величина.

Зависимость углов лопасти , устанавливается законом регулирования так, чтобы получить с ветротурбины максимально возможную мощность при данной скорости ветра. Регулятор по углу ₂ совместно с дифференциалом стабилизирует обороты электрогенератора. Поэтому генератор работает с максимальным коэффициентом полезного действия, а двухроторная ветроэнергетическая установка в целом - более эффективно.

Пример 1

Предлагается теория расчета КИЭВ (коэффициента использования энергии ветра) с учетом эжекции турбинного потока струями основного потока воздуха. На фиг. 9 показана аэродинамическая схема рассматриваемого варианта.

Введем допущение: скорости распространения волн давления близки к скоростям движения воздуха, процессов диффузии и массообмена. Такое допущение достаточно правомерно в метеоусловиях земной атмосферы.

Поток воздуха набегает на диск турбины. Часть потока массой m1 с начальной площадью сечения S₀ попадает на диск, при этом скорость течения V₀ замедляется около диска до V₁. Основной поток воздуха проходит мимо активных рабочих сечений диска со скоростью V₀. Турбинный поток, прошедший через диск, попадает в основной эжектирующий поток. Скорость турбинного потока V₁ и скорость смешенного потока V₃ меньше скорости V₀ основного потока.

Из-за разности скоростей, вектор суммарной скорости двух попутных потоков направлен в сторону струй меньшей скорости. Основной поток будет передавать по экспоненциальному закону свою кинетическую энергию турбинному до тех пор, пока скорость турбинного потока не станет равной V₀. Поэтому лучше ввести ограничение

V₄=KV ₀ 0.97 V₀

Этот процесс вызывает на обратной стороне диска турбины разряжение Р1*. Принимаем, что КПД эжекторного смешивания струй равен 1.

На фигуре 9 показана схема обмена энергией между основным и турбинным потоками.

Количество движения потока в сечении «4»:

mV₄= S₁V₄ ²

Количество движения потока в сечении «1»:

m₁V₁ = S₁V₁ ²

Разница в количестве движений, соответственно:

F_4-1= S₁(V₄ ²-V₁ ²)

Разница в количестве движения потока между сечениями «0» и S₁

F_0-1=m₁(V₀-V₁)= S₁V₁(V₀-V₁)

Суммарная сила, действующая на диск турбины:

F =F_4-1+F_0-1= S₁(V₄ ²-V₁ ²)+ S₁V₁(V₀-V₁)

И соответствующая энергия, срабатываемая на диске:

W_T=F *V₁

В результате формула для определения коэффициента использования энергии ветра:

Исследуем функцию на максимум (И.Н. Бронштейн, К. А. Семендяев. Справочник по математике. Наука, 1986 г. стр. 229). Для этого производную функции по приравниваем нулю:

Величина , при которой значение функции становится максимальным, равна

После подстановки этого значения в соотношение (II) получается максимальный коэффициент использования энергии ветра

=0,999.

График изменения показан на фигуре 10 (График теоретического КИЭВ идеального ветряка с учетом эффекта эжекции).

Так как , то оптимальная площадь «живого» сечения диска турбины должна находиться в пределах 0,5-0,75 общей площади диска.

Более подробно - в научной статье Е.Тихоновой «Размышление о коэффициенте использования энергии ветра» в Международном научном журнале «Альтернативная энергетика и экология» № 4, 2011 г.

Пример 2

Результаты испытаний образца ветротурбины двухроторной ветроэнергетической установки.

1. Цель испытаний

1.1. Определение мощностных характеристик ветротурбины.

1.2. Уточнение методики расчета больших ветротурбин.

2. Объект испытаний

2.1. Образец ветротурбины двухроторной ветроэнергетической установки Геометрические и аэродинамические характеристики:

- схема турбины - двухроторная, соосная, с противоположным вращением роторов;

- диаметр ротора -5 м;

- количество лопастей в каждом роторе - 5 шт.

- аэродинамический профиль лопастей GA (W)-2 (по терминологии NASA);

- материал лопастей - многослойная авиационная фанера;

- форма лопасти - прямоугольная, с постоянной хордой;

- величина хорды - 0,12 м;

- механизм установки угла атаки - поворот лопасти вручную. Фиксация лопасти;

2.2. Кинематическая схема испытательного стенда показана на фиг. 11. Момент от роторов ветротурбины 58 через систему клиноременных и зубчатых передач 59, 63 действует на вал электрогенератора 62. Генератор установлен на подшипниках качения и имеет возможность поворачиваться вокруг оси своего ротора. Момент на статоре генератора через балансирный рычаг передается на весы 60. Гашение колебаний системы происходит гидроамортизатором 61. Расчет мощности производится через крутящий момент и число оборотов ротора генератора по методике. Дополнительно контролируется мощность, срабатываемая на гасящих сопротивлениях 64.

3. Результаты испытаний

Испытания проводились в мае-июне 2008 года. Установка была смонтирована на плоской крыше 5-ти этажного дома. Затенение турбины для вектора ветра отсутствовало.

Подключение аппаратуры сделано в соответствии с методикой ИнС-В-16/1. Замеры проводились на установившемся ветровом режиме. Замерялись: число оборотов генератора, усилие на балансирном рычаге, скорость ветра, температура и барометрическое давление, дата и время измерений. Все параметры фиксировались в рабочем журнале.

3.1. В соответствии с методикой проводилась обработка результатов измерений. Коэффициент использования энергии ветра в площади, ометаемой ветроколесом рассчитывался с поправкой на плотность воздуха.

, где

W_зам - мощность ветротурбины, замеренная;

W - максимальная мощность ветра, в пределах ометаемой площади;

_факт - замеренная плотность воздуха в момент измерений мощности.

3.2. После обработки измерений и сопутствующих расчетов основные итоги испытаний представлены на графиках, Фиг. 12 и Фиг. 13

Фиг. 12 Изменение мощности 2 х роторной ветротурбины от скорости ветра

1. Линия 65 - фактические замеры мощности

2. Линия 66 - расчетные значения мощности

3. Линия 67- изменение угловой скорости роторов ветротурбины

4. Линия 68 - коэффициент использования энергии ветра

4. Выводы

4.1. ~ Полученные значения мощности, при испытаниях образца двухроторной турбины с противоположным вращением роторов достаточно близки к расчетным значениям мощности;

4.2. ~ испытания образца ветротурбины двухроторной ветроэнергетической установки показали его высокую эффективность;

~ считать целесообразным разработку ряда ветротурбин на основе двухроторных кинематических схем. В качестве мультипликатора рекомендовать применение дифференциального механизма с переменным передаточным отношением;

~ результаты испытаний макета рекомендовать использовать для уточнения методики расчета ветротурбин.

Пример 3

На установке СМЦ-2 были проведены испытания подшипников с замером коэффициента трения. Испытывались пластичные смазки 12 наименований, жидкие смазки 27 наименований и твердые смазки 32 наименований, в сочетании с кольцами подшипников «сталь-сталь», «сталь-мягкие сплавы», «сталь-керамика». Результаты представлены в обобщенной таблице.

Из таблицы видно, что подшипники скольжения на основе «сталь-керамические материалы» с применением твердой смазки из халькогенидов металлов имеют коэффициент трения 0,008-0,015. Эта величина меньше по отношению к другим сочетаниям от 2^х до 20 раз.

Пример 4

Испытания макетного дифференциала.

Пояснение. С помощью такого механизма решается одна из главных задач в ветроэнергетике - поддержание постоянных оборотов электрогенератора при изменении скорости ветра. Можно ожидать при малых скоростях ветра, что эффективность по выработке энергии повышается.

На приведенном ниже графике показано семейство кривых полученных на макете экспериментального дифференциала. На осях графика указаны скорости вращения входных валов в дифференциал. Рабочая скорость выходного вала из дифференциала составляет 600 об/мин. При коэффициенте мультипликации 20 рабочий диапазон входных оборотов роторов в дифференциал будет находиться в диапазоне 300 об/мин-600 об/мин. Наибольшую выходную скорость пригодную для генерации имеет линия « Ряд 1». Линия «Ряд 9» - это прямые постоянной выходной скорости дифференциала.

Без использования дифференциала рабочая скорость роторов должна быть только 30 об/мин. При общем коэффициенте мультипликации 50 получим выходную скорость на выходе мультипликатора 1500 об/мин необходимую для электрогенератора. При использовании дифференциала рабочий диапазон роторов можно расширить до 15-30 об/мин.

Ниже приведены таблицы мощности ветроустановки.

Видно, что при 30 об/мин роторов генерация начнется со скорости ветра 6 м/сек. Наличие дифференциала дает возможность работы от 15 об/мин при скорости ветра 3 м/сек.

По представленным графикам выполнен расчет вырабатываемой электроэнергии ветроустановкой с дифференциалом и без него. Для расчета использовано распределение ветра по городу Воронеж.

С дифференциалом годовая выработка больше на

(4361010-3921734)/3921734=0,112 (11,2%).