CC BY
60УДК 621.311.24.001.24
АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВЭУ 56-100 С НОВЫМИ И ШТАТНЫМИ ЛОПАСТЯМИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИСПЫТАНИЙ В СОСТАВЕ
МИРНОВСКОЙ ВЭС
Даниленко А.И, Бекиров Э.А., Воскресенская С.Н, Алькаата А.
Физико-технический институт ФГАОУ ВО «Крымский федеральный университет имени В.И. Вернадского», Симферополь, ул. Киевская, 181, Е-таИ: [email protected]
Аннотация. Представлен перечень недостатков штатных лопастей, используемых на ветроэлектроустановках иБШ56-100. Он обосновывает необходимость в разработке других лопастей. Приведена осциллограмма, показывающая генерацию электроэнергии ветроэлектроустановкой, используемой при проведении экспериментальных исследований. Осуществлены измерения и расчеты минимальных, максимальных и средних значений электрической мощности, генерируемой при установке штатных лопастей с диаметром 18 метров и новых с диаметром 22 метра, а также средних квадратичных отклонений результатов. Проведен анализ кривых мощности и кривых коэффициентов мощности для двух указанных случаев.
Предмет исследования: исследование проводилось в области ветроэнергетики. Оно направлено на анализ работы ветроэлектроустановок с двумя различными типами лопастей, так как штатные лопасти имеют ряд недостатков.
Ключевые слова: ветроэлектростанция, ветроэлектроустановка, лопасть, мощность, кривая коэффициента мощности, скорость ветра.
ВВЕДЕНИЕ
На данный момент в Крыму функционируют Восточно-Крымская, Донузлавская, Судакская, Сакская (Мирновский и Воробьевский участки), Пресноводненская, Тарханкутская, Останинская ветроэлектростанции (ВЭС). На ВЭС расположены следующие ветроэлектроустановки (ВЭУ): Т600-4 с номинальной мощностью 600 кВт, USW56-100 с номинальной мощностью 107,5 кВт, Bonus 600kW, UNISON мощностью 2 МВт, FL2500 мощностью 2,5 МВт. Наиболее старыми из них являются ВЭУ USW56-100. В результате многолетней эксплуатации неоднократно осуществлялась замена лопастей вследствие выхода их из строя. Целью данного исследования является сравнение выходных характеристик ВЭУ при применении лопастей двух типов.
АНАЛИЗ ПУБЛИКАЦИЙ
Применение ветроэлектроустановок
признается крайне важным в регионах с высокими скоростями ветра и отсутствием других стабильных источников [1, 2]. К тому же они способствуют экономии традиционных видов топлива, а энергосбережение обеспечивает конкурентоспособность в различных сферах деятельности и требует формирования соответствующих механизмов [3, 4]. Для оценки ветрового потенциала используются различные способы мониторинга [5, 6]. Причем в их основе могут лежать как расчеты на основе известных
функциональных зависимостей [7], так и новейшие разработки в области экспериментального определения характеристик ветрового потока на высоте расположения ротора
ветроэлектроустановок [6]. Для каждой отдельно взятой местности процесс проектирования и сооружения ВЭС должен быть индивидуальным так же, как и параметры и характеристики ВЭС. Это обуславливается не только различными внешними условиями, но и разными применяемыми ВЭУ. Они могут отличаться по мощности, по конструкции (например, с горизонтальным и вертикальным расположением оси вращения) [8 - 10], по типу используемого генератора. В некоторых случаях предлагают использовать не стандартные схемы с типовыми генераторами постоянного тока, синхронными или асинхронными, а двухроторные генераторы [11]. Безусловно, можно обобщать основные сведения по проведению предварительных расчетов и составлению схем [12], но после реализации проекта реальные полученные результаты всегда с некоторой долей вероятности будут расходиться с теоретическими. Эффективность
ветроэлектростанций пытаются оценить в ряде работ [1, 13], причем с обобщением по площади использования и для стандартных диаметров ветроколес в широком диапазоне от 50 до 100 метров. При этом все же наиболее значимыми являются данные, полученные экспериментальным путем. Не всегда типовая комплектация ветроэлектроустановок является оптимальной, не требует усовершенствований. Поэтому интерес представляют новые разработки, способные в
лучшую сторону изменить энергетические характеристики ветроэлектроустановок. К тому же, для ВЭУ с небольшими диаметрами ветроколеса существует проблема частых поломок при усилении скоростей ветра и износе.
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
Исследования проводились на Мирновской ВЭС. При этом использовались методы наблюдения и тестирования, то есть, осуществлялись измерения мощности при различных скоростях ветра для двух типов лопастей. Для обработки данных применялись
методы графического анализа характеристик и расчетные методы.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ АНАЛИЗ
В настоящее время в Крыму эксплуатируется 469 ветроэлектрических установок USW56-100 (единичной мощностью 107,5 кВт), установленных на шести ветроэлектрических станциях, которые были выпущены на машиностроительном заводе "Южмаш" г. Днепропетровск по лицензии фирмы "U.S. WindPower" (США). На этом типе ветротурбин установлены штатные лопасти с диаметром ротора 18 м (номер по конструкторской документации: 4-120632-01).
Рис. 1. Мирновская ВЭС из 155-ти ВЭУ USW56-100 Fig. 1. Mirnovsky wind power station from 155 wind turbines USW56-100
Опыт эксплуатации ветроэлектростанций, состоящих из ВЭУ USW56-100 свидетельствует о том, что существующие штатные лопасти 4120632-01 имеют ряд недостатков:
■ недостатки в конструкции и технологии изготовления лопастей из-за низкой прочности соединения стеклопластиковой части лопасти с металлической вставкой, приводящие к сползанию стеклопластиковой лопасти с металлической вставки и преждевременному выходу лопастей из строя;
■ при аварийном обрыве шарнирного соединения происходит забой задней кромки лопасти (за счет не контролированного вращения лопасти вокруг своей оси и соударения ее о технологическую площадку ВЭУ);
■ имеющийся аэродинамический профиль лопасти позволяет начать работу ВЭУ только с 6-7 м/с, что снижает выработку электроэнергии ВЭУ, эксплуатируемых в районе размещения ВЭС;
■ в ходе эксплуатации требуется частый ремонт или замена вышедших из строя лопастей, что отрицательно сказывается на экономических показателях ВЭС.
Эти недостатки подтверждаются в заключительном отчете Национальной
лаборатории "Sandia" (США), которая испытывала новые улучшенные лопасти тип ERS-100, разработанные фирмой "TPI Composites, Inc." для ветротурбины USW56-100 [14].
Для исключения выявленных недостатков были разработаны и испытаны на Мирновской ВЭС новые лопасти (номер по конструкторской документации: 0000.1000.00.0) с диаметром ротора 22 м. Сложность их разработки заключалась в том, что они должны эксплуатироваться в составе серийной ветротурбины, основные элементы конструкции которой (ступица, трансмиссия, генератор, механизм разворота лопастей и др.) рассчитаны на нагрузки, создаваемые ротором ВЭУ с диаметром ротора 18 м (со штатными лопастями), а увеличение диаметра могло бы привести к увеличению нагрузок на составные элементы ветротурбины и преждевременному выходу их из строя. Поэтому с увеличением диаметра ротора, была уменьшена длина хорды профилей новой лопасти, при этом были изменены аэродинамические характеристики ротора ВЭУ
USW56-100. В соответствии с полученными расчетными аэродинамическими характеристиками увеличение выработки электроэнергии должно было составить 20-25%, без увеличения нагрузок на элементы ветротурбины. Также для уменьшения нагрузок, согласно расчетов, угол установки лопастей должен соответствовать "_2°" в положении лопастей «мощность».
Для исследования характеристик ВЭУ USW56-100 с новыми лопастями с диаметром ротора 22 м и со штатными лопастями с диаметром ротора 18 м на Мирновской ВЭС были проведены экспериментальные исследования энергетических характеристик в составе и при условиях работы действующей ветроэлектрической станции.
Экспериментальные исследования обоих типов лопастей были проведены на одной ветротурбине в полном соответствии с требованиями нормативного документа [15], а полный отчет об этих исследованиях представлен в [16].
Процесс генерирования электроэнергии с использованием энергии ветра представляет собой сложный стохастический процесс, обусловленный порывами ветра. Осциллограмма активной и реактивной мощностей в режиме генерирования электроэнергии ветротурбиной USW56-100, за период времени 10 мин., показана на рис. 2, где мощность представлена в условных единицах (за единицу принята номинальная мощность ВЭУ).
Рис.2. Осциллограмма активной и реактивной мощностей в режиме генерирования электроэнергии ветротурбиной
USW56-100
Fig. 2. Oscillogram of active and reactive power in the mode of generating electricity by the wind turbine USW56-100
Для получения энергетических характеристик ВЭУ (график рассеивания, кривой мощности и коэффициента мощности, годовой выработки электроэнергии и др.), с учетом особенностей стохастического процесса генерирования, нормативным документом [15] определена методика проведения этих исследований.
В соответствии с этой методикой, данные собирались и постоянно сохранялись с частотой мгновенных значений 1 Гц. Полученные массивы метеорологических данных мгновенных измерений: скорости ветра, температуры,
атмосферного давления, влажности, а также электрических: активной мощности, тока и напряжения на клеммах генератора, были нормированы и приведены к эталонной атмосфере ISO (1,225 кг/м3), согласно требования п. 5.1. [15]. Наборы отобранных данных были отсортированы, используя процедуру "метода бинов" по вышеуказанной методике. Наборы отобранных данных охватывали диапазоны скорости ветра от 1 м/с ниже скорости включения ветротурбины (то есть, от 4 м/с) до 1,5 скорости ветра, которая соответствовала 85% номинальной мощности ВЭУ (то есть, до 15 м/с). Весь диапазон скоростей ветра
был разбит на соседние бины по 0,5 м/с и процентрирован по целому кратному 0,5 м/с.
Собранная база данных является полной и удовлетворяет следующим критериям в соответствии с [15]:
• каждый бин включает как минимум 30 минут собранных данных;
• общая продолжительность периода измерений включает как минимум 180 часов функционирования ветротурбины в пределах диапазона скорости ветра.
Для сортировки отобранной первичной базы данных по процедуре "метода бинов", сначала она была разбита на 10-ти минутные периоды в соответствии с общепринятой методикой [15]. По каждому 10-мин. периоду для всех измеренных параметров были получены статистические
характеристики (среднее значение, стандартное отклонение, максимальное и минимальное значения). Графики рассеивания полученных экспериментальных точек статистических, энергетических характеристик ВЭУ USW56-100 с диаметром ротора 18 м (штатные лопасти) представлен на рис. 3, а с диаметром ротора 22 м (новые, экспериментальные лопасти) - на рис. 4.
Для получения данных, по которым была построена кривая мощности испытуемой ветроэлектрической установки, были рассчитаны средние значения нормированной скорости ветра и средние значения выходной мощности, а также их стандартные отклонения для каждого бина по следующим формулам
Рис.3. График рассеивания экспериментальных точек энергетических характеристик ВЭУ USW56-100 c диаметром
ротора 18 м (штатные лопасти)
Fig. 3. The scatter plot of experimental points of the energy characteristics of wind turbines USW56-100 with a rotor diameter of
18 m (standard blades)
Рис.4. График рассеивания экспериментальных точек энергетических характеристик ВЭУ USW56-100 c диаметром
ротора 22 м (новые лопасти)
Fig. 4. The scatter plot of experimental points of the energy characteristics of wind turbines USW56-100 with a rotor diameter of
22 m (new blades)
1 N
V = — y v..
i -KT ¿—t n,i,] Ni ]=1
1
N
P =—y P
' -KT ¿—i n,l, ]
Ni ]=1
(1)
(2)
C = —
CP,i 2 2
P
(3)
Po AV
где: V, р - скорость ветра и активная мощность в ¿-том бине, который нормирован и усреднен; Vп,1,], Рп,1,] - нормированная скорость ветра и мощность _/-того набора данных в ¿-том бине; N - количество 10-минутных наборов данных в ¿-м бине.
Также была определена кривая коэффициента мощности СР в соответствии со следующим уравнением
где CP ; - средний коэффициент мощности в ï-ом бине;
V , P - нормированная скорость ветра и выходная мощность в i'-ом бине, которые были усреднены;
А - ометаемая площадь ротора ветротурбины;
p - относительная плотность воздуха (1,225 кг/м3).
Полученные кривые мощности и кривые коэффициентов мощности для двух типов лопастей (штатным и новым) по результатам экспериментальных исследований и рассчитанные по формулам (1) -(3) показаны на рис. 5 и 6.
3
Рис.5. Кривые мощности ВЭУ USW56-100 с новыми лопастями c диаметром ротора 22 м и со штатными лопастями с
диаметром ротора 18 м
Fig. 5. Power curves of USU56-100 wind turbines with new blades with a rotor diameter of 22 m and with standard blades with a
rotor diameter of 18 m
Анализируя полученные экспериментальным путем кривые мощности для штатной лопасти 4120632-01 с диаметром ротора 18 м и для новой лопасти 0000.1000.00.0 с диаметром ротора 22 м можно установить, что по данным оценки годовой выработки электроэнергии, энергетические характеристики у новой лопасти лучше по сравнению со штатной лопастью на 22-24%. В диапазоне средних скоростей ветра 7,5-11,5 м/с среднее увеличение выходной мощности составляет 10-14 кВт, при этом относительное среднее увеличение выходной мощности составляет примерно 25 % для ветров 5-8 м/с и
примерно 15 % для ветров 9-11 м/с. Таким образом, полученное экспериментальным путем увеличение прогнозной выработки электроэнергии на 22-24% ветротурбины USW56-100 с новыми лопастями 0000.1000.00.0 с диаметром ротора 22 м, подтверждает расчетную прогнозную выработку электроэнергии на величину 20-25%. Достоверность полученных данных
энергетических характеристик как для штатных лопастей 4-120632-01, так и новых лопастей 0000.1000.00.0 базируется на большом и примерно одинаковом количестве измерений.
Рис.6. Кривые коэффициентов мощности ВЭУ USW56-100 с новыми лопастями c диаметром ротора 22 м и со штатными
лопастями с диаметром ротора 18 м
Fig. 6. Power factor curves for USW56-100 wind turbines with new blades with a rotor diameter of 22 m and with standard
blades with a rotor diameter of 18 m
Анализируя приведенные характеристики кривых коэффициентов мощности для штатной и для новой лопасти можно установить, что аэродинамические характеристики новой лопасти несколько хуже штатной лопасти, так как максимальное значение коэффициента лопасти у штатной лопасти составляет 0,52, тогда как у новой - 0,46. Однако ухудшение аэродинамических характеристик компенсируется увеличенным диаметром ротора, что подтверждается мощностными характеристиками, которые свидетельствуют о большей производительности новых лопастей. Ухудшение аэродинамических характеристик было заложено при их расчете путем уменьшения длины хорды профилей новой лопасти. Как отмечено выше, это было необходимо, для того чтобы не увеличивать механические и электрические нагрузки на элементы ветротурбины.
Приведенные характеристики на рис. 5 и 6 получены при угле установки лопастей +20, который был выбран как оптимальный при проведении экспериментальных исследований новых лопастей при различных углах установки.
На рис. 7 показаны мощностные характеристики новой лопасти с диаметром ротора
22 м: расчетная, и экспериментально полученные при различных углах установки: -20, 00, +20.
Сравнение полученных экспериментальным путем кривых мощностей для различных углов проведем с расчетной характеристикой при угле установки -20, так как этот угол был принят за основной при работе ветротурбины USW56-100 из соображения безопасности ее работы, по причине, изложенной выше. Анализируя полученные графики кривых мощности на рис. 7 можно сделать следующие выводы:
1. Средние значения электрической мощности при угле установки -20, полученные при проведении экспериментальных исследований при средней скорости ветра до 7,5 м/с, практически полностью соответствуют рассчитанным аэродинамическим характеристикам.
2. Расхождение экспериментальных данных от расчетных при угле установки -20 наблюдается на средних скоростях ветра начиная с 7,5 м/с и выше и составляет 18-22 % от номинальной мощности ветротурбины. Такое расхождение является очень большим и значительно превышает допустимые величины расхождений при проведении экспериментальных исследований. Оно также наблюдается при угле установки 00 на средних скоростях ветра начиная с 9 м/с и выше.
Рис.7. Кривые мощности ВЭУ USW56-100 с новыми лопастями c диаметром ротора 22 м при различных углах
установки
Fig. 7. Power curves of wind turbines USW56-100 with new blades with a rotor diameter of 22 m at various installation angles
3. Учитывая, что отклонение
экспериментальных данных от расчетных при углах установки -20 и 00 растет при уменьшении выходной мощности в зависимости от увеличения средней скорости ветра в диапазоне от 7,5 м/с и выше, можно предположить, что с увеличением скорости ветра и силы лобового давления увеличивается изгиб лопасти, который, по мнению авторов, приводит к ее незапланированному кручению в сторону отрицательных углов установки из-за недостаточной жесткости конструкции лопасти. Таким образом, при увеличении скорости ветра выше 7,5 м/с при угле установки -20 и скорости ветра выше 9 м/с при угле установки 0° возрастает угол установки лопастей в отрицательную сторону, и чем выше скорость ветра, тем больше отрицательный угол. При этом наблюдается режим автоограничения, который и приводит к снижению выходной мощности. Эффект влияния упругих деформаций на угол установки новых лопастей уменьшается при уменьшении скорости ветра, а также при увеличении угла установки лопастей в сторону положительных значений и практически исчезает при угле установки +2°. Сам эффект изменения угла установки от упругих деформаций лопасти является положительным, так как позволяет ограничивать мощность ВЭУ даже без системы
поворота лопастей, однако при этом эффект автоограничения выходной мощности не должен проявляться на скоростях ветра меньших скорости ветра соответствующей выработки номинальной мощности.
4. Анализ энергетических характеристик ВЭУ USW56-100 с новыми лопастями при угле установки +2°, полученных по общепринятому методу бинов и теоретически рассчитанных при угле установки -2°, по данным аэродинамических характеристик ротора ветротурбины,
свидетельствует, что характеристики, полученные при проведении экспериментальных исследований при средних скоростях ветра до 10,5 м/с, несколько лучше, чем рассчитанные, что обусловлено различными углами установки. Однако эти расхождения вполне допустимы при выполнении подобного расчета и при проведении подобных экспериментов, так как их значение не превышает 10% от номинальной мощности.
ВЫВОДЫ
В результате проведенных
экспериментальных исследований было установлено, что полученные кривые мощности для штатной лопасти 4-120632-01 с диаметром ротора 18 м и для новой лопасти 0000.1000.00.0 с
диаметром ротора 22 м при угле установки +20 свидетельствуют о том, что мощностная характеристика новой лопасти значительно лучше мощностной характеристики штатной лопасти. Так в диапазоне средних скоростей ветра 7,5-11,5 м/с, среднее увеличение выходной мощности составляет 10-14 кВт, при этом относительное среднее увеличение выходной мощности составляет примерно 25 % для ветров 5-8 м/с и примерно 15 % для ветров 9-11 м/с. Достоверность данных базируется на большом и примерно одинаковом количестве измерений.
Также в результате проведенных экспериментальных исследований были получены энергетические характеристики, которые свидетельствуют о том, что новые экспериментальные лопасти 0000.1000.00.0 с диаметром ротора 22 м при угле установки лопастей +20 дают увеличение прогнозной выработки электроэнергии на 22-24%, что подтверждает расчетные характеристики.
При испытаниях новых лопастей с диаметром ротора 22 м было выявлено значительное влияние упругих деформаций на угол установки лопастей. Деформация приводит к изменению угла установки лопастей в сторону отрицательных углов, при этом чем выше скорость ветра, тем больше меняется угол. Из приведенных данных видно, что для компенсации деформаций лопасти и обеспечения расчетного значения мощности в процессе работы ВЭУ, необходимо при изготовлении лопастей калибровать их на угол установки +20.
Перспектива проведения дальнейших исследований заключается в изучении и применении на практике методики разработки и изготовления новых лопастей, изучении эффекта упругих деформаций, который приводит к изменению угла установки лопастей в зависимости от нагрузок, воздействующих на них. Так как применение этого эффекта в изготавливаемых лопастях позволит отказаться от механизма изменения угла установки лопастей при конструировании ветротурбин, то это повысит надежность и эффективность работы ветротурбин, снизит их стоимость.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мингалеева Р.Д., Бессель В.В. Методика оценки суммарной мощности ветроэлектростанции // Территория нефтегаз. 2014. №9. С. 84 - 88.
2. Тарасов А.С., Калинин В.Ф. Ветроэнергетика как альтернативный источник энергии в мировом сообществе // Технические науки - от теории к практике. 2015. № 45. С. 60 -65.
3. Цопа Н. Особенности управления энергосбережением в инвестицонно-строительном комплексе // Строительство и техногенная безопасность. 2016. № 2 (54). С. 54 - 59.
4. Башта А.И. Влияние роста уровня внедрения инновационных технологий в
рекреационной системе на увеличение производства возобновляемой энергии в общем энергетическом бюджете региона // Строительство и техногенная безопасность. 2011. № 40. С. 101 -105.
5. Киселева С.В., Гридасов М.В., Голубева Е.И. Элементы мониторинга для оценки потенциала развития ветроэнергетики в России // Вестник РАЕН. 2012. Т. 12. № 6. С. 41 - 48.
6. Елистратов В.В., Дюльдин М.В., Столяров Н.В., Сливканич М.А. Измерение характеристик ветрового потока установкой СОДАР для определения ветроэнергетических ресурсов // Международный научный журнал Альтернативная энергетика и экология. 2014. № 11 (151). С. 21 - 28.
7. Фатеев Е.М. Ветродвигатели и ветроустановки. Москва: ОГИЗ - СЕЛЬХОЗГИЗ. 1948. 546 с.
8. Сафонов Ю.А. Анализ современных конструктивных решений и исследований в области разработок ВЭС // Известия Горского государственного аграрного университета. 2013. Т. 50. № 1. С. 183 - 188.
9. Гарипов М.Г. Ветроэнергетика // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Том 16. № 2. С. 64 - 66.
10. Хозяинов Б.П., Березин М.А. Ветроэнергетика. Аэродинамика установки с вертикальной осью ветротурбины: [монография]. Кемерово: КузГТУ. 2009. 283 с.
11. Степанчук Г.В., Моренко К.С. Двухроторные электрические генераторы для ветроустановок // Вестник аграрной науки Дона. 2011. Т. 2. № 14. С. 65 - 73.
12. Галущак В.С., Хавроничев С.В., Бахтияров К.Н. Типовая ветроэлектростанция для нижнего поволжья (на примере Камышинской ВЭС) // Вестник аграрной науки Дона. 2015. Т. 1. № 29. С. 66 - 77.
13. Дементьев Ю.Н., Марагин К.А. Оценка эффективности применения ветроэлектростанции // Сборник научных трудов SWorld. 2013. Т. 7. № 4. С. 38 - 42.
14. Blade Manufacturing Improvements Development of the ERS-100 Blade. Final Project Report - prepared by TPI Composites, Inc., prepared for Sandia National Laboratories Contract - AX-
2111A. 373 Market Street Warren, RI 02885. 2001. 53 р.
15. International Standard. Power performance measurements of electricity producing wind turbines: IEC 61400-12-1 [First edition 2005-12]. International Electrotechnical Commission. 2005. 90 p.
16. Проведение испытаний ветряной турбины USW56-100 для определения ее энергетических характеристик с новыми экспериментальными лопастями 0000.1000.00.0 с диаметром ротора 22 м на Мирновской ВЭС. Отчет о НИР / [А.И. Даниленко, В.В. Долюк, Д.А. Трусов, и др.]; ГП ЭТУ "Водэнергоремналадка" Госводхоза Украины. Киев. 2012. 133 с. Госуд. регистр. № 0111U009982.
REFERENCES
1. Mingaleeva R.D., Bessel' V.V. Method of estimating the total power of a wind power station. Territoriya neftegaz. 2014. No 9, pp. 84 - 88. (In Russian).
2. Tarasov A.S., Kalinin V.F. Wind energy as an alternative source of energy in the global community. Tekhnicheskie nauki - ot teorii k praktike. 2015. No. 45, pp. 60 - 65. (In Russian).
3. TSopa N. Features of energy management in the investment and construction complex. Stroitel'stvo i tekhnogennaya bezopasnost'. 2016. No. 2 (54), pp. 54 - 59. (In Russian).
4. Bashta A.I. The impact of the increase in the level of introduction of innovative technologies in the recreational system on the increase in the production of renewable energy in the overall energy budget of the region. Stroitel'stvo i tekhnogennaya bezopasnost'.
2011. No. 40, pp. 101 - 105. (In Russian).
5. Kiseleva S.V., Gridasov M.V., Golubeva E.I. Monitoring elements for assessing the potential for wind energy development in Russia. Vestnik RAEN.
2012. T. 12. No. 6, pp. 41 - 48. (In Russian).
6. Elistratov V.V., Dyul'din M.V., Stolyarov N.V., Slivkanich M.A. Measurement of wind flow characteristics by a SODAR installation for determining wind energy resources. Mezhdunarodnyj nauchnyj zhurnal Al'ternativnaya ehnergetika i ehkologiya. 2014. No 11 (151), pp. 21 - 28. (In Russian).
7. Fateev E.M. Vetrodvigateli i vetroustanovki [Wind engines and wind turbines]. Moskva: OGIZ -SEL'KHOZGIZ. 1948. 546 p.
8. Safonov YU.A. Analysis of modern design solutions and research in the field of wind turbines development. Izvestiya Gorskogo gosudarstvennogo agrarnogo universiteta. 2013. T. 50. No 1, pp. 183 -188. (In Russian).
9. Garipov M.G. Wind power. Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta. 2013. T. 16. No 2, pp. 64 - 66. (In Russian).
10. KHozyainov B.P., Berezin M.A. Vetroehnergetika. Aehrodinamika ustanovki s vertikal'noj os'yu vetroturbiny [Wind power. Aerodynamics of installation with a vertical axis of the wind turbine]. Kemerovo: KuzGTU. 2009. 283 p.
11. Stepanchuk G.V., Morenko K.S. Two-rotor electric generators for wind turbines. Vestnik agrarnoj nauki Dona. 2011. T. 2. No. 14, pp. 65 - 73. (In Russian).
12. Galushhak V.S., KHavronichev S.V., Bakhtiyarov K.N. Typical wind power station for the lower Volga region (on the example of Kamyshinsky wind power station). Vestnik agrarnoj nauki Dona. 2015. T. 1. No. 29, pp. 66 - 77. (In Russian).
13.Dement'ev YU.N., Maragin K.A. Evaluation of the effectiveness of the use of wind power station. Sbornik nauchnykh trudov SWorld. 2013. T. 7. No. 4, pp. 38 - 42. (In Russian).
14. Blade Manufacturing Improvements Development of the ERS-100 Blade. Final Project Report - prepared by TPI Composites, Inc., prepared for Sandia National Laboratories Contract - AX-2111A. 373 Market Street Warren, RI 02885. 2001. 53 P.
15. International Standard. Power performance measurements of electricity producing wind turbines: IEC 61400-12-1 [First edition 2005-12]. International Electrotechnical Commission. 2005. 90 p.
16. Testing USW56-100 wind turbine to determine its energy characteristics with new experimental blades 0000.1000.00.0 with a rotor diameter of 22 m at Mirnovskaya Wind power station. Research report / [A.I. Danilenko, V.V. Dolyuk, D.A. Trusov, i dr.]; GP EHTU "Vodehnergoremnaladka" Gosvodkhoza Ukrainy. Kiev. 2012. 133 p. Gosud. registr. № 0111U009982.
ANALYSIS OF ENERGY CHARACTERISTICS OF WIND TURBINES USW 56-100 WITH NEW AND STAFFED BLADES ON TEST RESULTS IN COMPOSITION OF MIRNOVSKY WIND
POWER STATION
A.I. Danilenko, E.A. Bekirov, S.N. Voskresenskaya, A. Al'kaata
Abstract. A list of the flaws of the standard blades used on wind power turbines USW56-100 is presented. He justifies the need to develop other blades. An oscillogram is presented showing the generation of electricity by a wind turbine used in experimental studies. Measurements and calculations of the minimum, maximum and average values of electrical power generated when installing regular blades with a diameter of 18 meters and new ones with a diameter of 22 meters, as well as mean square deviations of the results, are carried out. The analysis of power curves and power factor curves for the two specified cases was carried out.
Subject: The study was conducted in the field of wind energy. It is aimed at analyzing the operation of wind turbines with two different types of blades, since the standard blades have several disadvantages.
Key words: wind power station, wind turbin, blade, power, power factor curve, wind speed.
