CC BY
42
УДК 621.548.01
СВ. ТАРАСОВ1, И.Ю. КОСТЮКОВ1, АС. ТАРАСОВ1, Е.Р. АБРАМОВСКИЙ2
'Институт транспортных систем и технологий НАН Украины Днепропетровский национальный университет им. Олеся Гончара
МЕТОДИКА АДАПТАЦИИ ПАРАМЕТРОВ Н-РОТОРА ДАРЬЕ К ЛОКАЛЬНЫМ ВЕТРОВЫМ УСЛОВИЯМ
Приведены результаты исследований зависимости номинальной скорости ветра, хорды лопасти, скорости вращения и радиуса ротора вертикально-осевой ветроустановки с Н-ротором Дарье от функции распределения скорости ветра и среднегодовой скорости ветра на площадке. Показана возможность повышения эффективности ветроустановки за счет адаптации параметров Н-ротора к местным ветровым условиям.
Ключевые слова: эффективность ветроустановки, номинальная скорость ветра, коэффициент мощности, Н-ротор Дарье.
S.V. TARASOV1, I.J. KOSTIUKOV1, A.S. TARASOV1 E.R. ABRAMOVSKY1
'Institute of transport systems and technologies National Academy of Sciences of Ukraine
2Gonchar Dnipropetrovsk National University
TECHNIQUE OF ADAPTATION OF THE DARRIEUS H-ROTOR PARAMETERS TO LOCAL WIND CONDITIONS
Annotation
Article purpose is the description of a technique of definition of values of key parameters of the Darrieus H-rotor which for the given wind conditions provide the maximum of energy out put vertical axis wind turbine (VAWT). At development Darrieus H-rotor VAWT's practical interest for designers maximization of annual energy production per rotor swept area at the fixed VAWT rated power is represented.
Calculation of parameters by an suggested technique is carried out in 2 stages. At the first stage are defined value of H-rotor aspect ratio and corresponding tip speed ratio at which the maximum power factor is provided. At the second stage value of rated speed of a wind and corresponding H-rotor swept area, radius of a rotor, a chord of the blade and angular speed of a rotor which provide the maximum specific energy production by a rotor is defined.
The technique is tested at designing of two blades 20 kw two blades Darrieus H-rotor commercial VAWT. On full-size wind turbine the high power factor 0,43 has been reached.
The offered technique of adaptation of the Darrieus H-rotor parameters to local wind conditions is capable at designing of the wind turbines to calculate parameters of the most effective H-rotor that provides the maximum approach of parameters VAWT's to values at which the greatest development of the electric out put energy is reached at a design stage.
Keywords: efficiency of the wind turbine, rated speed of the wind, power factor, Darrieus H-rotor.
Проблема повышения эффективности ветроустановок является предметом теоретических исследований в научных кругах и практических разработок в проектно -конструкторских организациях. К настоящему времени получены определенные результаты и рекомендации, которые можно найти в работах [1-6] и в других источниках. В отдельных работах монографического характера [7-14] излагаются методы расчета проектных параметров ветродвигателей, основанные на поиске оптимальных решений, позволяющих повысить эффективность ветроустановок.
В большинстве случаев в качестве целевой функции в процессе поиска оптимального варианта конструкции используются те или иные показатели энергоотдачи ветроустановки. В качестве дополнительного условия иногда рассматривается показатель себестоимости вырабатываемой энергии или же стоимости проектируемой ветроустановки. Следует отметить, что в большинстве указанных выше и других работах речь идет о горизонтально-осевых ветроустановках. Проблемам оптимизации вертикально-осевых ветро-установок уделяется значительно меньше внимания, хотя агрегаты этого типа становятся все более широко представленными на потребительском рынке малых ветроустановок [15]. В связи с этим, одной из задач предлагаемой работы является рассмотрение вопроса оптимизации именно этого класса ветроустановок. При этом также ставится задача разработки такой методики, которая могла бы быть применимой ко всем типам ветроустановок.
Рассмотрим перечень критериев, по которым производится оценка эффективности ветроустановок. Наиболее часто используются такие показатели как стоимость 1 кВт установленной мощности (отношение стоимости ветроустановки к ее номинальной мощности), годовая выработка электроэнергии, коэффициент мощности (отношение мощности ветроустановки к мощности ветрового потока), коэффициент использования номинальной мощности (отношение выработанной энергии к расчетной выработке энергии за тот же период при непрерывной работе в режиме номинальной мощности), стоимость выработанной электроэнергии (отношение стоимости ветроустановки и ее эксплуатации к объему выработанной электроэнергии за весь срок службы). Данные критерии на этапе
проектирования ветроустановки не всегда позволяют объективно сравнивать варианты конструкции. Такие критерии как коэффициент мощности, коэффициент использования номинальной мощности или годовая выработка электроэнергии определяют технический уровень ветроустановки и не зависят от стоимости ее изготовления и эксплуатации. Показатель стоимости 1 кВт установленной мощности является стоимостной характеристикой, но не учитывает технические параметры ветроустановки.
В отличие от указанных критериев, показатель стоимости выработанной электроэнергии, представляющий отношение суммарной стоимости ветроустановки и затрат на ее эксплуатацию в течение всего срока службы к суммарному количеству электроэнергии, выработанной за весь срок службы, учитывает как технические, так и стоимостные характеристики ветроустановки и является современным комплексным критерием оценки эффективности ветроустановок [8].
Однако при проектировании ветроустановки этим критерием необходимо пользоваться с осторожностью. Современные методики расчета мощности и выработки энергии проектируемой ветроустановки позволяют довольно точно определить эти характеристики для ветровых условий выбранной площадки. В то же время относительно точное определение стоимости изготовления оборудования, строительства и эксплуатации ветроустановки на этапе проектирования (при отсутствии рабочей документации, определяющей конструкцию и вес оборудования, а также конкретных предприятий-изготовителей оборудования) в условиях современной экономической нестабильности и постоянного изменения цен на энергоносители и материалы является довольно проблематичным.
В настоящее время существует множество проектных методик расчета выработки энергии на основании характеристики мощности ветроустановки и характеристик ветра на площадке размещения ветроустановки. Например, в соответствии с методом ометаемой площади, изложенным в [9], годовая выработка электроэнергии ветроустановки Е определяется соотношением:
1 з
Е = -'Р- УС • ^ • Т ■ кк • СР Щ Щ2, где (1)
р - плотность воздуха; Ус - среднегодовая скорость ветра; $ - ометаемая площадь ротора; Т - годовой ресурс времени в часах; - коэффициент формы распределения Рэлея (отношение плотности энергии по средней скорости ветра к плотности энергии по распределению скорости ветра по градациям); Ср -коэффициент мощности ротора; Щ и щ - кпд трансмиссии и системы генерирования электроэнергии ветроустановки.
По методике, предложенной в работе [11], годовую выработку электроэнергии ветроустановки определяют как:
Еаа = 365 ■ 24 ■ у% ■ 0,01 ■ Рм, где (2)
у% - отношение количества дней со среднегодовой скоростью ветра Ус к количеству дней в году, Р^ -мощность ветроустановки при номинальной скорости ветра. При этом одними из основных параметров, которые увязывают выработку энергии ветроустановки с характеристиками ветра, являются ее номинальная скорость ветра и номинальная мощность [6].
При проектировании ветроустановки номинальную скорость ветра рекомендуют выбирать в зависимости от среднегодовой скорости ветра на площадке строительства. Разные авторы рекомендуют различные соотношения этой зависимости. Так, например, в работе [4] для ветровых условий Украины
рекомендуется Ум < 8 м/с , в работе [3] это соотношение равно Ум = (1,5 ^ 1,67) ■ Ус . В работе [5] рекомендуют для ветроустановок, регулируемых питчем лопастей - У^ = (1,67 ^ 1,87) ■ Ус, а для ветроустановок, регулируемых срывом потока - Уы « 2■у . В работе [8] номинальную скорость ветра рекомендуется принимать на основании следующих зависимостей: У^ = 0,5 +1,5 ■ Ус (3 м/с < Ус < 4
м/с), Уы = 2,5 + Ус (4 м/с < ¥с < 6 м/с), Уы = 1,3 +1,2 ■ Ус (Ус > 6 м/с).
Номинальная мощность ветроустановки с постоянной ометаемой площадью ротора находится в пропорциональной зависимости от номинальной скорости ветра (рис.1), т.е. с увеличением номинальной скорости ветра номинальная мощность и выработка электроэнергии ветроустановки увеличивается (рис.2). Однако при этом возрастают, во-первых, аэродинамические и инерционные нагрузки, что требует повышения прочности и жесткости лопастей, во-вторых, увеличение механического вращающего момента требует повышения прочности узлов трансмиссии и мультипликатора, в-третьих, также растет выходная электрическая мощность, что требует увеличения мощности генератора и электротехнического оборудования, увеличиваются нагрузки на опорную башню, что требует повышения ее прочности и жесткости. В результате стоимость ветроустановки также будет
увеличиваться. Таким образом, для выбора номинальной скорости ветра и номинальной мощности ветроустановки, обеспечивающих наиболее рациональное соотношение количества вырабатываемой электроэнергии и ее стоимости, необходимо знать затраты на изготовление вариантов узлов ветроустановки, рассчитанных для различных значений номинальной скорости ветра и, соответственно, номинальной мощности [6], [10]. Но, как было отмечено выше, на этапе проектирования стоимостные характеристики ветроустановки не могут быть определены с достаточной точностью.
Рис.1. Характеристика мощности ветроустановки при разных значениях номинальной скорости ветра
Р, кВт 50
40 Ч
30
20 10 i
Номинальная мощность 50 кВт, номинальная скорость ветра 10 м/с
Номинальная мощность 25 кВт, номинальная скорость ветра 8 м/с
Выработка энергии, (кВтч)
8760 ч 100%
Т, ч
Рис.2. Годовая выработка энергии ветроустановки при разных значениях номинальной скорости ветра
Одним из универсальных показателей эффективности проектируемой ветроустановки может служить удельная годовая выработка энергии, т.е. годовая выработка энергии единицей ометаемой площади ротора ветроустановки. С одной стороны, этот критерий через годовую выработку энергии учитывает технический уровень ветроустановки. С другой стороны, он не требует определения стоимостных характеристик, т.к. стоимость ветроустановки учитывается косвенным путем через величину ометаемой площади ротора. Критерий удельной годовой выработки энергии ветроустановки позволяет при проектировании определять наиболее эффективный вариант конструкции, имеющей максимальный съем энергии с единицы ометаемой площади ротора или другими словами -минимальную стоимость вырабатываемой энергии. Поэтому его целесообразно применять в качестве универсального показателя при проектировании новых ветроустановок. Годовая выработка энергии
единицей ометаемой площади ветроустановки Е определяется выражением:
Е = Е = 1 ■ Т■щ 3 ■ ср(У)■ у(У)^У , где (3)
$ $ 2000 I Р ( )
Е - годовая выработка энергии (кВтч), У - скорость ветра, У (У) -функция распределения скорости ветра, У. и Ук - скорость ветра включения и выключения ветроустановки, соответственно.
При проектировании обычно задаются номинальной мощностью ветроустановки, как основным исходным параметром, под который для функции распределения скорости ветра конкретной площадки определяют ее остальные характеристики. Это связано с тем, что основным исходным параметром для заказчика (потребителя) является именно номинальная мощность ветроустановки Рм. Поэтому процесс определения оптимальных параметров ветроустановки на всех этапах проектирования ведется с сохранением заданного значения Рк. Заметим, что в отдельных работах выбор оптимальных значений номинальных параметров производится при изменяющейся номинальной мощности Рк , что не является достаточно обоснованным приемом. Применяемые при этом формулы (1) и (2) оценки годовой выработки энергии являются довольно приближенными, что также может привести к значительным погрешностям проектных расчетов. В то же время, только интегральная формула типа (3) может считаться наиболее точным выражением при оценке этого важного параметра.
При новых разработках практический интерес представляет максимизация годовой выработки энергии единицей ометаемой площади ветроустановки постоянной мощности за счет адаптации ее номинальной скорости ветра У№ скорости вращения юы, радиуса ротора Я и также хорды лопасти Ь к локальным характеристикам ветра на площадке расположения, которые определяются функцией распределения скорости ветра /(V) и среднегодовой скоростью ветра Ус. При расчетах в качестве критерия эффективности ветроустановки принимается максимальное значение удельной годовой выработки энергии ветроустановки, определяемое выражением (3).
Прежде всего, отметим, что расчетная процедура осуществляется в два этапа. Из выражения (3)
видно, что величина Е зависит от коэффициента мощности СР, вернее от формы зависимости СР (V), которая, в свою очередь, определяется зависимостью СР (X). Правильное определение этой зависимости
обеспечивает более высокие значения критерия Е . В связи с этим на первом этапе производят поиск таких геометрических параметров ротора, которые могут обеспечить наиболее высокие значения коэффициента мощности СР тах. На рис.3 показана типовая зависимость коэффициента мощности от коэффициента быстроходности Н-ротора.
I
Рис.3. Типовая зависимость коэффициента мощности Н-ротора от коэффициента быстроходности
Коэффициент быстроходности ротора определяется выражением:
- СО Я
Я = -— , где (4)
У0
т (с-1) - угловая скорость ротора; V0 (м/с) - скорость набегающего ветрового потока; Я (м) - радиус Н-ротора Дарье, максимальный радиус ротора Дарье с криволинейными лопастями или радиус ометаемой площади круга для горизонтально-осевого ротора.
Можно показать, что на данном этапе анализ оптимального варианта ротора производится с помощью безразмерных параметров, таких как упомянутые выше коэффициенты мощности СР и быстроходности X, параметров, определяющих геометрию профиля лопасти в безразмерных координатах
(относительные хорда b , толщина c , кривизна профиля f), а также коэффициент заполнения ротора а, который для Н-ротора запишется в виде:
b-n b -n
d =-=-, где (5)
2R 2
b - хорда профиля; b = bjR - безразмерная относительная хорда профиля лопасти; n - число лопастей.
Зависимость СР (X) для вертикально-осевых роторов определяется на основании известной импульсной теории ветродвигателя с одной или множеством трубок тока. Для горизонтально-осевых роторов в этом случае обычно используется теория элементарных струй [12]. Варьируемым параметром является коэффициент заполнения а, изменяя который находим такую зависимость СР (X), при которой СР „ах , будет иметь наибольшее значение. Значение коэффициента быстроходности X, при котором СР = СР max , будем обозначать Xm, имея в виду, что номинальные параметры ротора реализуются в окрестности этого значения (заштрихованная область на рис.1). Максимальному значению коэффициента мощности СР max соответствует коэффициент заполнения ат. На этом завершается первый этап оптимизации.
Исходными параметрами для второго этапа оптимизации являются полученные ранее значения от, Xm , СР тах и задаваемая мощность ветроустановки PN. Кроме этого, с целью адаптации параметров ветроустановки к локальным ветровым условиям, необходимо задать величину среднегодовой скорости ветра VC и функцию распределения скоростей ветра f(V) в предполагаемом пункте установки ветроагрегата.
На втором этапе воспользуемся формулами:
О- V3
PN =О^-СГ max Ъ - Ъ - (B -- R ') (6)
(7)
V N
В этих уравнениях выражение B • R2 = S представляет собой ометаемую площадь ротора. Для Н-ротора параметр В = 2H/R зависит от отношения длины лопасти Н к радиусу ротора R. Например, если Н-ротор имеет форму квадрата, т.е. H = 2R, то В = 4. Для роторов Дарье с криволинейными лопастями значение параметра В будет другим, но оно легко определяется. Для горизонтально-осевого ротора В = п, поскольку S = п • R2. Коэффициенты ц1 и ц2 определяют потери мощности в механических и электрических системах ветроустановки.
Подставляя значение R из уравнения (7) в уравнение (6), получим:
1 V5
PN = ™ B-О-С р max 1l -12 - (8)
2000 aN
Выражение (3) перепишем в виде:
г VN Т VK
E = 1о 1о -О J V3 -Ср(V)- f (V)dV + t-Pn ¡f (V)dV (9)
VS VN
На втором этапе варьируемым параметром будет коэффициент режима kE. Этот коэффициент обычно меняется в пределах от 1 до 5. Понятно, что значение коэффициента kE определяет величину номинальной скорости ветра VN
kE = ^ d°)
V С
Целевой функцией, при изменении коэффициента kE (и соответственно, VN) будет значение
удельной годовой выработки энергии ветроустановки E , которое необходимо максимизировать.
Расчетный алгоритм выглядит следующим образом:
1. Задаем значение kE и определяем VN по формуле (10).
2. Зная VN, определяем mN по формуле (8).
3. По известным VN и mN по формуле (7) определяем R и ометаемую площадь ротора S = B • R2.
4. Далее следует оценить зависимость СР (V) под первым интегралом в выражении (9). Следует иметь в виду, что есть два режима работы ветроустановок в диапазоне скоростей ветра от скорости включения VS до номинальной скорости VN. Если ветроустановка работает с постоянной угловой скоростью mN, тогда ранее полученная зависимость СР (X), где X = m • R/V , позволяет определить СР (V), поскольку m = mN и R являются постоянными величинами. При втором режиме, с переменной скоростью вращения, СР (V) также легко найти, поскольку число оборотов позволяет определить скорость V. При проектировании системы управления ветроустановки мы будем ориентироваться на какой-то один из рассмотренных вариантов работы.
5. Зная VN , R, PN, f(V), СР (V) определяем E по формуле (9).
6. Из уравнения (5) коэффициента заполнения ротора определяем значения хорды лопасти b.
7. Выбираем новое значение kE и повторяем шаги 1 - 5 до получения E = E max.
На этом второй этап оптимизации завершается.
В результате проведенных расчетов получают значения номинальной скорости ветра VN , ометаемой площади S и радиуса ротора R, угловой скорости m и хорды лопасти b, которые обеспечивают максимальную удельную выработку энергии ветроустановки.
Данная методика позволяет реализовать алгоритм определения рассмотренных выше параметров Н-ротора в быстродействующей компьютерной программе. При этом применяются простые зависимости, имеющие конечные решения, и обеспечивается достаточная для проектных расчетов точность результатов.
Методика была опробована при проектировании вертикально-осевой ветроустановки с двухлопастным Н-ротором Дарье мощностью 20 кВт (рис.4). По параметрам ветроустановки, полученным при расчете основной энергетической характеристики ветроустановки и характеристикам скорости ветра в районе Евпатории была получена расчетная зависимость удельной годовой выработки энергии и ометаемой площади ветроустановки от номинальной скорости ветра в диапазоне от 5 до 20 м/с (табл.1).
Рис.4. Вертикально-осевая ветроустановка мощностью 20 кВт.
Для сравнения были выбраны три варианта ротора с номинальными скоростями ветра 9, 13 и 18 м/с. Вариант с VN = 9 м/с был выбран в соответствии с рекомендациями работ [3], [4], [5], [8], приведенными выше. Вариант с VN = 13 м/с был выбран на основании статистики, т.к. «большинство зарубежных производителей проектируют и изготавливают свои установки с номинальной рабочей скоростью ветра 10 - 14 м/с и выше» [4], а вариант с VN = 18 м/с - как имеющий максимальную расчетную удельную годовую выработку энергии. Выбор номинальной скорости ветра и параметров Н -ротора для проектируемой ветроустановки производился на основании сравнительной оценки удельной годовой выработки энергии, массы ротора и инерционной центробежной силы, действующей на ротор, которая приведена в табл.2.
Зависимость параметров ветроустановки мощностью 20 кВт для района Евпатории от номинальной скорости ветра
Таблица 1
Vn, м/с
S ,
м2
D (H) м
b , м
m .
n , об/мин
E,
тыс. кВтч/м2
5,0
674
25,9
1,72
1,5
14,8
0,150
6,0
390
19,7
1,31
2,5
23,8
0,238
7,0
246
15,7
1,04
3,6
34,4
0,320
8,0
165
12,8
0,85
5,0
47,7
0,404
9,0
116
10,7
0,71
6,7
64,0
0,488
10,0
84
9,1
0,60
8,7
83,1
0,561
11,0
63
7,9
0,52
11,1
106,0
0,640
12,0
49
7,0
0,46
13,8
131,8
0,709
13,0
38
6,1
0,40
16,9
161,4
0,764
14,0
31
5,5
0,36
20,3
193,9
0,807
15,0
25
5,0
0,33
24,0
229,3
0,845
16,0
20
4,5
0,29
28,4
271,3
0,870
17,0
16
4,0
0,26
33,1
316,2
0,887
18,0
13
3,6
0,24
38,0
363,0
0,905
19,0
12
3,4
0,23
43,5
415,6
0,905
20,0
11
3,3
0,22
49,3
471,2
0,898
-1
с
Таблица 2
Сравнение удельной годовой выработки энергии, массы ротора и инерционной центробежной _силы вариантов Н-ротора при различной номинальной скорости ветра_
Параметр Ротор с VN = 18 м/с Ротор VN = 13 м/с Ротор с VN = 9 м/с
Абсолютная величина Относительно базового варианта Абсолютная величина Относительно базового варианта Абсолютная величина Относительно базового варианта
Удельная годовая выработка энергии тыс. кВтч / м2 0,905 1 0,764 0,87 0,488 0,68
Размер, масса Длина лопастей и траверс, м 10,8 1 18,3 1,69 32,1 2,97
Хорда лопасти, м 0,24 1 0,4 1,66 0,7 2,91
Толщина лопасти, м 0,048 1 0,08 1,66 0,14 2,91
Масса, (объем) 0,124 1 0,505 4,65 3,15 25,15
Инерц. сила Угловая скорость, с-1 38 m2 = 1444 1 16,9 m2 = 285 0,197 6,7 m2 = 45 0,0311
Радиус ротора, м 1,8 1 3,05 1,69 5,35 2,97
Сила 322 1 508 1,54 755 2,34
При оценке массы считаем, что все три варианта ротора имеют одну конструктивную схему: две лопасти, соединенные одной горизонтальной траверсой, лопасть и траверса имеют одинаковый профиль NACA 0020, масса ротора определяется общей длиной лопастей и траверсы и пропорциональна их объему (произведению длины, хорды и толщины). Оценку инерционной силы, действующей на
элементы ротора, проводим по формуле центробежной силы ^^ = т - — - — . Базовым вариантом,
относительно которого определяется величина всех параметров, принимаем ротор с Ум = 18 м/с.
Как видно из табл. 2, наиболее эффективным, наименее нагруженным и материалоёмким является вариант ротора с наибольшей, из рассматриваемых, номинальной скоростью Ум = 18 м/с. Вариант с Ум = 9 м/с имеет самую низкую удельную годовую выработку энергии, наиболее высокие материалоёмкость и инерционные нагрузки. Проектные проработки показали, что для всех рассмотренных вариантов размеры сечения лопасти (хорда и толщина профиля) не позволяют обеспечить прочность конструкции при тех величинах эксплуатационных нагрузок, которые определяются массой, радиусом и скоростью вращения ротора. Для реализации был принят вариант с Ум = 13 м/с, в котором величина нагрузок и размеры сечения лопасти меньше всего отличались от допустимых по условиям прочности и жесткости конструкции ротора.
Для снижения уровня нагрузок на конструкцию скорость вращения ротора необходимо было уменьшить, а размеры сечения лопасти увеличить примерно в 1,5 раза. Скорость вращения ротора была
снижена в соответствии с выражением для быстроходности Л = ——— путем увеличения радиуса
ротора Я и уменьшения коэффициента быстроходности X. При этом, для сохранения ометаемой площади ротора вместе с увеличением радиуса была уменьшена его высота, и удлинение ротора вместо, принимаемого в расчете значения е = 1, изменилось до е = 0,7. Увеличение размеров сечения (хорды и толщины) профиля лопасти привело к изменению коэффициента заполнения ротора. В табл. 3 приведены расчетные значения параметров варианта Н-ротора с Ум = 13 м/с, полученные из условия максимальной удельной годовой выработки энергии ветроустановки и значения этих параметров реальной конструкции. Изменение размеров спроектированной конструкции от расчетных значений снизило удельную годовую выработку энергии по сравнению с наиболее эффективным вариантом примерно на 15%, однако позволило обеспечить требуемую прочность и надежность ветроустановки в течение назначенного срока службы 20 лет, что подтвердили ресурсные испытания натурной ветроустановки в ЦАГИ.
Таблица 3
Расчетные и принятые в реальной конструкции параметры Н-ротора
Параметр Расчетная величина параметра Величина параметра, принятая в конструкции
Коэффициент быстроходности, X 3,89 3,0
Коэффициент заполнения ротора, а 1,333 1,9
Удлинение ротора, е 1 0,7
Радиус ротора, Я, м 3,05 3,6
Ометаемая площадь, S, м2 38 36
Хорда лопасти, Ь, м 0,4 0,7
Частота вращения ротора п, об/мин 161 95
Коэффициент мощности, СР 0,47 0,43
Удельная годовая выработка энергии, Е , тыс. кВтч/м2 0,764 0,778
Вывод. Предложенная методика адаптации параметров Н-ротора Дарье к местным ветровым условиям позволяет на этапе проектирования вертикально-осевых ветроустановок рассчитать наиболее эффективную конструкцию Н-ротора, что дает возможность максимально приблизить такие параметры реальной ветроустановки как номинальная скорость ветра, ометаемая площадь, скорость вращения ротора и хорда лопасти к их значениям, которые обеспечивают максимальную удельную выработку энергии.
Литература
1. Wilson R.E., Walker S.N. Performance - optimized horizontal axis wind turbine / Proc. Intern. Symp. on Wind Energy Systems, 7 - 9 Sept. - 1976. P. B1 - B29.
2. Stewart H.J. Dual optimum aerodynamic design for a conventional windmill / AIAA Journal. - 1976, 14. - P. 1524 - 1527.
3. Sanderson R.J., Archer R.D. Optimum propeller wind turbines / London, Queen Mary College. - 1983.
4. Westberg S. A strategy for optimization of wind energy systems / Wind Engineering. - 1983, No. 15. -P. 77 - 96.
5. Abramovsky Yev. R. Aerodinamic theory of wind turbines. Steady guide / Dnipropetrovsk: Nauka i osvita, 2008. 242 p.
6. Коханевич В.П., Душина Г.П., Романченко Д.С., Терентьев О.М. Вплив номшально! швидкосп виру на економiчнi та техшчш характеристики вирових електричних установок при експлуатацп у вирових умовах Укра!ни / Ввдновлювана енергетика. - 2010. - №4. - С. 48 - 53.
7. Кривцов В.С., Олейников О.М., Яковлев О.1. Невичерпна енерпя. Кн.2. Вироенергетика / Харшв: ХА1, 2005. - 502 с.
8. Hau E. Wind Turbines: Fundamentals, Technologies, Application, Economics / Berlin: Springer, 2006. - 783 p.
9. Gipe P. Wind Energy Basics: a GUIDE to Home- and Community-Scale Wind Energy Systems / Chelsea Green Publishing, 2009. - 167 p.
10. Burton T., Sharpe D., Jenkins N., Bossanyi E. Wind Energy Handbook / Chichester: John Wiley & Sons, 2001. - 643 p.
11. Фатеев Е.М. Методика определения параметров ветроэнергетических расчетов ветросиловых установок / М.: Изд-во академии наук СССР, 1957. - 87 с.
12. Абрамовский Е.Р., Городько С.В., Свиридов Н.В. Аэродинамика ветродвигателей / Днепропетровск: ДГУ, 1987. - 220 с.
13. Харитонов В.П. Автономные ветроэлектрические установки / М.: ГНУ ВИЭСХ. - 2006. - 280 с.
14. Gourieres D. Wind power plant. Theory and design / N.-Y.: Pergamon Press. - 1982. - 285 p.
15. Дзензерский В.А., Тарасов С.В., Костюков И.Ю. Ветроустановки малой мощности / Киев: Наукова думка. - 2011. - 591 с.
