CC BY
19Статья поступила в редакцию 14.04.14. Ред. per. № 1975 The article has entered in publishing office 14.04.14. Ed. reg. No. 1975
УДК 621.548
ВЫСОТНАЯ ВЕТРОВАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ С ОРТОГОНАЛЬНЫМИ
АГРЕГАТАМИ
В.М. Лятхер
1,2
1000 Новая Энергетика 125363, Москва, ул. Штурвальная, д. 5, корп. 1, кв. 129 Тел/факс: 7(499)492-53-84 2New Energetics Inc 5225 Warrensville Center Road Кливленд, Огайо 44137 Тел.: 1(216)272-6765; e-mail: vlyatkher@sbcglobal.net
M,
гиЧ r S г
V
Заключение совета рецензентов 21.04.14 Заключение совета экспертов 28.04.14 Принято к публикации 05.05.14
Цель статьи - показать возможность и целесообразность использования энергии высотных струйных течений на ветровых электростанциях мощностью 50-100 МВт с ортогональными агрегатами, имеющих высокую экономическую эффективность при полной экологической безопасности. Предложение относится к ветроэнергетике, а именно к ветровым электростанциям, использующим энергию высотных струйных течений.
Ключевые слова: струйные течения, энергия ветра, электростанции, ортогональные турбины, экологическая безопасность.
HIGH JET POWER STATION WITH ORTHOGONAL POWER UNITS
V.M. Lyatkher
1,2
2 I
i f
'New Energetics 129, Shturvalnaya Str., 5, corp.l, Moscow, Russia, 123363 ph/fax 7(499)492-53-84 2New Energetics Inc. (Cleveland, OH, USA) 5225 Warrensville Center Road Cleveland, OH 44137 Phone: 1(216)272-67-65; e-mail: vlyatkher@sbcglobal.net
Referred 21.04.14 Expertise 28.04.14 Accepted 05.05.14
Article purpose is proposal to create operating demonstration wind power unit repeating basic elements future trial wind power plants with orthogonal turbines by the capacity 50-100 MW, having high economic efficiency at full ecological safety. Proposal refers to wind-power engineering, namely to wind power plants that use the energy of altitude jet streams.
Keywords: jet stream, wind power, power plants, orthogonal turbines, ecological safety.
Виктор Михайлович Лятхер
Сведения об авторе: д.т.н., профессор, генеральный директор компании New Energetic Ltd (Москва) и президент компании New Energetics Inc. (США).
Образование: Московский энергетический институт (МЭИ), мех.-мат. МГУ.
Область научных интересов: научные исследования и разработки в области гидравлического моделирования; гидравлики рек, озер и потоков океана; гидрологии, управления водными ресурсами, сейсмологии и сейсмостойкого строительства; гидроэнергетики, энергии приливов и отливов и строительства ветроэнергетического оборудования.
В последние годы ветроэнергетика является наиболее динамично развивающейся отраслью энергетики. Имеются обоснованные прогнозы, согласно которым к 2020 году 12% энергетических потребностей мира будут покрываться за счет энергии ветра с использованием тех конструктивных решений, которые уже нашли массовое применение в настоящее время. Плотность потока энергии ветра на технологически освоенных высотах приземного слоя, однако, остается сравнительно очень небольшой, достигающей экономически эффективных значений на небольших территориях, расположенных преимущественно в горных странах или в береговых зонах морей. Поэтому отмеченное бурное развитие ветроэнергетики в значительной мере связано с политической поддержкой и разнообразными льготами. Там, где ветроэнергетику перестают поддерживать или ещё не начинали это делать, она обычно оказывается экономически мало привлекательной.
Существенно иная ситуация может сложиться, если использовать энергию высотных струйных течений. Скорость ветра в струйных течениях обычно составляет от 30 до 70 м/сек, их толщина охватывает изобарические поверхности от 650 до 130 мбар (от 3.5 до 14 км), ширина течения может быть несколько сотен километров. Максимальные скорости в центре струи нередко превышают 100 м/сек. Так, над Ленкоранью 7 декабря 1959 г зафиксирована скорость ветра 136 м/сек, над Кызыл Ордой 31.07.61 - 190 м/с. Наличие устойчивых струйных течений на высотах 6-10 км отражено уже в расписании регулярных авиарейсов между Европой и Америкой. Рейсовая скорость современного самолета (Боинг 777) из США в Европу превышает 1000 км/час, а на пути из Европы в США не достигает 800 км/час. Таким образом, средний ветер на этих трассах направлен из Америки в Европу и имеет скорость около 100 км/час (28 м/с).
Различают 3 вида струйных течений: полярное, субтропическое и экваториальное (рис.1).
Рис. 1. Струйные течения в северном (слева) и южном полушариях Fig. 1. High altitude jet streams in North (left) and South (right) parts of atmosphere
Полярное и субтропическое течения охватывают всю землю, экваториальное - только юго-восточную Азию и Африку и активно лишь летом. Полярное и субтропическое течения сильнее зимой и слабее летом [1]. На высоте 6-8 км от поверхности Земли в струйных течениях, располагающихся над средними, наиболее населенными широтами северного полушария Земли (рис.2), плотность потока энергии ветра в 30-50 раз выше, чем в приземном слое [2, 3, 4,5].
Рис. 2. Струйное течение со скоростью ветра свыше 30 м/сек, шириной несколько сотен километров и толщиной несколько километров в Северном полушарии на средних широтах охватывает весь земной шар в направлении с Запада на Восток Fig. 2. Jet stream with wind speeds of more than 30 m/s width several hundred kilometers and a thickness of a few kilometers in the Northern hemisphere mid-latitudes of the entire globe in the direction from West to East
В России, Белоруссии, на Украине зонами интенсивных струйных течений являются столичные регионы (Московский, Минский, Киевский), отличающиеся высокой плотностью населения, большим числом энергоёмких промышленных предприятий, неуклонно возрастающим потреблением энергии, напряженной экологической обстановкой, ограничивающей рост мощности традиционных источников.
В США струйными течениями накрыта вся центральная часть. Над Северной Калифорнией плотность потока энергии в струйном течении на высоте 6 км составляет в среднем 7-10 кВт/м2, над Нью-Йорком - до 16 кВт/м2. Одним из наиболее благоприятных мест для реализации проектов по использованию струйных течений является почти всё восточное побережье - от Флориды до Новой Англии (рис. 3, 4).
Рис. 3. План струйного течения над США утром 22 декабря 2000 года на уровне 300 мбар (около 9 км над уровнем моря). Густота закраски характеризует скорость ветра в узлах (10 узлов = 5.15 м/сек) Fig. 3. The plan of the jet stream over the US in the morning of 22 December 2000 at the level of 300 mbar (about 9 km above
sea level). The density of shading characterizes the wind speed in knots (10 knots = 5.15 m/s)
Рис. 4. Поперечный разрез струйного течения между Lander, Wyoming (LND) и Burrwood, Louisiana (BRJ), США. Струйное течение охватывает закрашенную зону со скоростями от 30 до 70 м/сек Fig. 4. Cross section of a jet stream between the Lander, Wyoming (LND) and Burrwood, Louisiana (BRJ). Jet stream covers a shaded area with speeds from 30 to 70 m/sec
Большие зоны заняты струйными течениями над территорией бывшего СССР. В таблице представлены данные метеорологических служб, характери-
зующие среднемноголетние скорости ветра над Москвой зимой (январь), весной (апрель), летом (июль), осенью (октябрь) на высоте 6 и 8 км.
Таблица 1
Параметры ветра над Москвой в зоне высотных струйных течений
Table 1
Wind parameters over Moscow in the area of high-altitude jet streams
Высота над землей, км. 6 8
Средняя скорость ветра, м/сек зима 19.4 22.5
весна 17.9 21.4
лето 11.3 13.4
осень 20.3 24.6
Максимальный ветер (м/сек) с обеспеченностью, %
50 46
80 54
95 63
Повторяемость (%) скорости ветра, Превышающей 30 м/сек зима 16.1 25.1
весна 12.7 23.1
лето 1.3 2.0
осень 16.6 28.0
Приведенные данные показывают, что на этих высотах в осенне-зимний период средняя скорость ветра практически постоянна, достаточно высока, то есть, когда потребность в электроэнергии наибольшая, энергия ветропотока достигает максимального значения - 5 - 6 кВт/м2 (рис. 5).
5
* 15-\
«
о
s
ï л
H
I я £
f 1 7 Ю ' i
Месяцы года
Рис. 5. Изолинии потоков энергии ветра (кВт/м2) в струйном течении над Москвой Fig. 5. Isolines of mean streams of wind power (kW//m2) over Moscow
В летний период сильные ветра бывают заметно реже, что позволит проводить регламентное обслуживание ветроэлектростанций. Примерно такие же условия имеют место над Новосибирском, Красноярском, Иркутском и над соответствующими широтами в Европе. Плотность воздуха в слое с максимальным потоком энергии ветра составляет 0.57-0.61 кг/м3, что примерно в 2 раза ниже, чем у поверхности земли.
На примере метеорологических условий Московского региона было показано, что предлагаемый
проект использования энергии струйных течении с помощью "парящих" ВВЭУ, является вполне реальным способом экологически чистого производства электроэнергии для регионов, которые по данным приземных наблюдений являются безветренными и неперспективными для традиционной ветроэнергетики.
На первом этапе реализации проекта опытную высотную ветроустановку в районе Москвы целесообразно расположить на высоте 6 км от поверхности земли с тем, чтобы в последующем поднять её ещё на 2 км (до высоты 8 км). Средние потоки энергии ветра на этих высотах в Московском регионе показаны в таблице.
Таблица 2
Поток энергии ветра в струйном течении над Москвой (кВт/м2)
Table 2
Wind energy flow in jet over Moscow (kW/m2)
Сезон Зима Весна Лето Осень
Поток энергии на высоте 6 км Поток энергии на высоте 8 км 3.8 5.3 2.7 3.2 1.8 2.6 4.3 6.0
Подробные сведения о потоке энергии ветров на разных высотах, включая струйные течения, представлены на рис. 6, 7 для разных районов мира и в целом для атмосферы Земли [6].
Рис. 6. Плотность потока энергии ветра (kW/m2) с вероятностью превышения 5%, 32%, 50%, 68%, 95%
по данным измерений в период 1979-2006 на разной высоте от Земли для разных городов и в среднем по поверхности Земли [6]
Fig. 6. Wind power density (kW/m2) that was exceeded 5%, 32%, 50%, 68%, and 95% of the time during 1979-2006 as a function of altitude[6].The profiles at the five largest cities in the world are shown in (b-f). The global average profile (a) is the area weighted mean of values like those represented in panels (b) through (f) at all grid points
Рис. 7. Максимальная плотность потока энергии ветра (kW/m2, слева) и положение этого максимума над Землей (km, справа), отвечающие вероятностям превышения 50%, 68%, 95% по результатам наблюдений за период 1979-2006 г [6]
Fig. 7. Optimal wind power density (kW/m2, left panels) and optimal height (km, right panels) that was exceeded 50%, 68%,
and 95% of the times during years in 1979-2006 [6]
Общие запасы энергии ветра в атмосфере оцениваются примерно в 4х1012 кВт или 3,5х1016 кВтчас/год из них менее 7% относится к нижнему слою толщиной 100 м преимущественно над водной поверхностью. Энергия «ветровых рек» - струйных течений - в 100 раз больше гидроэнергетического потенциала рек всего мира. Достаточно половины процента этой энергии, чтобы обеспечить 8 миллиардов будущих жителей Земли по современным нормам самых благоустроенных стран. Представляет интерес интегральная оценка ветроэнергетического потенциала для тех или иных регионов. Понятно, что в этих оценках нельзя опираться только на данные о режиме ветра, имевшем место до строительства ВЭС, - наличие ветряков изменит ветровую обстановку. Не удивительно, что группы специалистов из разных научных школ, опираясь только на данные о скоростях ветра, дают существенно разные оценки потенциала ветровой энергетики.
Автором выдвинуто предложение оценивать ветроэнергетический потенциал по скорости диссипации механической энергии ветра в массе атмосферы над соответствующей территорией [7]. Роль ветроэнергетических преобразователей при такой трактовке ветропотенциала состоит в том, что в некотором объёме ^^д уменьшается скорость диссипации энергии на величину Де (обычно за счёт уменьшения скорости течения в зоне ветроагрегата; аналогичный эффект уменьшения скорости диссипации за счёт уменьшения скорости течения имеет место в водохранилищах гидростанций). В глобальных оценках такой подход не приводит к противоречиям, в локальных оценках он менее удобен, т. к. существенную роль могут играть процессы переноса энергии.
Полагая скорость диссипации для атмосферы в целом в диапазоне 2,3 - 10,4 см2/с3 (наиболее надёжная оценка 7,1 см2/с3 [8]), найдём ветроэнергетический потенциал всей атмосферы Земли (масса 5,3 1018 кг), равный 1,2 - 5,4-1012 кВт (наиболее надёжно 3,8-1012 кВт). Это более чем на 2 порядка превышает полный энергетический потенциал рек всего мира, так как именно ветер замыкает цикл обращения воды в природе, поддерживая существование рек и озёр. Здесь мощность ветростанций надо понимать как осредненную за длительный период, например, за год, что в 3-4 раза меньше установленной мощности.
Площадь суши стран на территории бывшего СССР составляет 2,2-1013 м2, масса атмосферы над этой территорией - 2,3-1017 кг. Если принять скорость диссипации здесь такой же, как в среднем для всей Земли 7,1 см2/с3, то ветропотенциал этих территорий оценивается величиной 1,6 1011 кВт или 1,4 106 млрд. кВт-час/год. Эта энергия в 10 раз превышает потребности всего человечества в условиях, когда его численность достигнет 8 млрд. человек, а потребление энергии на душу населения увеличится вдвое по сравнению с современным уровнем в наиболее развитых странах.
Разумеется, скорость диссипации механической энергии ветра не может быть уменьшена до нуля, как это практически имеет место в водохранилищах
ГЭС. Целесообразная величина отбора энергии ветра определяется технико-экономическими условиями и экологическими ограничениями. Например, если рассматривать одиночный ветроагрегат, выбирая режим его работы так, чтобы получить максимальную мощность при заданной скорости ветра в удалении от агрегата, то относительное изменение скорости диссипации в зоне агрегата составит:
Ае/е = (1 - u3/U3) = 0.80-0.8
(1)
Здесь u = (0,5 - 0,55)U - скорость потока в зоне агрегата в условиях его работы с максимальной энергетической эффективностью, U - скорость потока за пределами влияния агрегата. При массовом строительстве ветроагрегатов столь сильное уменьшение скорости ветра (в 1,8 - 2 раза) практически не может быть приемлемым вследствие экологических ограничений. Поэтому реальный ветропотенциал тех или иных регионов должен определяться не только по потоку энергии ветра, пропорциональному третьей степени местной скорости ветра, но и с учётом конкретных технических средств его использования, реальных топографических условий и экологических ограничений.
Освоение энергии этих устойчивых воздушных «рек» привлекало и привлекает внимание многих специалистов. Достаточно реальные и экономически привлекательные предложения были даны российскими специалистами: Кажинским Б.Б и Уфимцевым А.Г.(1927), Ионга Ф.С. (1939), Красовским А.А и Мисрихановым М.Ш. (1995, 2003); специалистами Австралии, Австрии, Германиии, США: Arbow J.(1978), Charles Max Fry (1976), Fletcher C.A. & Roberts B.W.(1979), Furuya O. & Maekawa S.(1984), O'Doherty R.J. & Roberts B.W.(1981), Riegler G. & Riedler W.(1984), Riegler G. & Riedler W. & Horvath E.(1980), Roberts B.R. & Blacker J.(1980), Rye D.C.& Blackler S.& Roberts B.W. (1981), Sivier K. R. (1980). Большая часть этих предложений, ни одно из которых пока не нашло практического применения, предусматривает в нормальном эксплуатационном состоянии использование аэростатных систем либо подъемной силы планера, возникающей под действием ветра [9]. Тот факт, что эти системы не подлежали ремонту, а также невысокая надежность и низкая технологичность, вероятно, являлись причиной отсутствия интереса к их практическому использованию вплоть до последнего десятилетия.
Наиболее простым является предложение размещать ветроагрегаты на привязном планере. Авторы конструкции 1927 года, показанной на рис. 8, не учитывали резкого уменьшения скорости в зоне вет-роагрегатов и за ними, что существенно снижало действенность планера хвостовой части аппарата.
рых наземный энергоагрегат выдает мощность (длина троса увеличивается), а на части траектории потребляет (длина троса сокращается). Современный вариант использования аэростата на высоте порядка 300 м представлен компанией Magenn Power. В этом решении два обычных ветряка располагаются по разные стороны горизонтального понтона, наполненного гелием. Энергетическая эффективность этой схемы не может быть высокой.
Рис. 8. Ветряки на привязном планере Fig. 8. Windmills on glider harness
Этот недостаток исправлен в некоторых современных изобретениях, где ветроагрегаты вынесены в зону повышенных скоростей потока. Существуют проекты подобных систем, доведённые до экономических оценок, обещающих высокую эффективность (Makani Power -рис. 9).
ts с
Cl
%
. 9. Летающий ветроагрегат конструкции Makani Power, финансируемой Google Fig. 9. Flying windmill design Makani Power, funded by Google
Другим типом, использующим аэростат, является высотная гирляндная ветровая электростанция с ортогональными агрегатами, закреплёнными на общем вращающемся тросе, передающем момент на вал наземного генератора (рис. 10).
Дефектом этой конструкции является необходимость использовать аэростат очень большой грузоподъёмности, оказывающий большое аэродинамическое сопротивление, и трос необычной конструкции из сверхпрочного материала. Действительно, проволока из высокопрочной стали с прочностью 15 кг/мм2 не сможет удержать даже свой собственный вес на высоте 2 км. Это замечание относится ко всем аэростатным системам, а также к системам типа "воздушный змей", описывающих в воздухе на высоте 200-300 м сложные траектории, на части кото-
Рис. 10. Гирляндная ВЭС с ортогональными агрегатами Fig. 10. Daisy chained wind power plant with orthogonal units
Лучшим изобретением 2008 года в США была признана технология фирмы Sky WindPower (www.skywindpower.com). В этой технологии легкий пространственный планер оснащен вертолетными винтами, совмещающими функции ветроагрегатов. В большинстве схем энергооборудование располагается наверху, однако, есть предложения передавать тянущую силу через трос на барабан генератора, расположенного на земле. В этом варианте система работает периодически - в режиме выдачи или потребления мощности. Сводная картина образов современных решений дана на рис. 11, а их описание можно найти в сборнике трудов конференции AWEC 2013 [10] и на сайтах компаний разработчиков: Ampyx Power, KiteGen, Makani Power, Joby Energy, Sky WindPower , Magenn Power
Рис. 11. Современные предложения по использованию высотных воздушных потоков - AWEC 2013 Fig. 11. Modern proposals for the use of high-altitude air flow - 2013 AWEC
Предлагаемая автором конструкция высотной ветровой электростанции большой мощности [11], первые варианты которой были опубликованы в 1989 году [12], существенно отличается от известных решений и позволяет начать реальное освоение высотных струйных течений. Конструкция включает несколько ортогональных роторов, объединенных в пространственную систему (рис.12), автоматически удерживающую себя в зоне струйных течений [13, 14].
Рис. 12. Блок высотной ветроэлектростанции Fig. 12. The blocks of High-Altitude Wind Power Plant
Станция связана с землей газонаполненным полым тросом, совмещающим функции лифтового шлюзованного канала, токопровода и анкерного устройства. Принцип действия ветроустановок состоит в следующем.
Каждая установка состоит из трех или более блоков ортогональных роторов, объединенных общей
строительной конструкцией (на рис.12 показан вариант ВВЭУ из одного блока с тремя роторами). Ветростанция технологична, долговечна, энергетически эффективна, эстетична. Удельные капитальные вложения в энергетический узел станции вследствие высокой скорости ветра сравнительно малы, значительная часть общих затрат относится на тросовую систему, связывающую энергетический узел с Землей. Величина этой части затрат слабо зависит от мощности энергетического узла, поэтому высотная ветровая станция оказывается экономически привлекательной только при достаточно большой мощности - порядка 50-100 МВт и более.
Помимо основного назначения - производства электроэнергии, - данный проект может быть использован также:
- в радио и телекоммуникационных сферах;
- в метеорологических исследованиях и наблюдениях;
- для создания системы лазерной защиты крупных наземных объектов от несанкционированного проникания высоко летящих предметов (самолетов, ракет, метеоритов).
Основным элементом системы является ортогональная сбалансированная турбина, снабженная устройствами струйного управления циркуляцией на лопастях турбины.
На рис. 13 показаны варианты ВВЭУ с тремя группами роторов, опорные узлы которых лежат на гипотетической эллиптической поверхности. В каждом блоке высотной электростанции располагается три ортогональных ветротурбины с генераторами. Каждую турбину при больших размерах предлагается делать, например, геликоидной с 6 или 3 лопастями, образующими жесткую пространственную фор-му[15,16]
fl-ад?
Рис. 13. Схема высотной ветроэнергетической установки (ВВЭУ): 1-несущая конструкция блока, объединяющая 3 турбины; 2- полый газонаполненный кабель-трос; 3 - решетка лопастей ортогональной турбины; 4 - анкер и устройства приема энергии от генераторов. Справа - ВВЭУ небольшой мощности с прямыми лопастями Fig. 13. High-Altitude Wind Power Plant (HAWPP) with 3 blocks included Orthogonal Turbines for Conversion of Jet Streams in Atmosphere. 1 - Building consists 3 (or more) rotors. 2 -hollow divided cable filled by helium or hydrogen and transmitted power to the ground, 3 - rotor and generator, blades in variant with high solidity, 4 - anchor and the device of reception of energy
from generators. Right - middle HAWPP with straight blades
В другом варианте при сравнительно небольших габаритах эффективна сбалансированная многоярусная ортогональная турбина с прямыми лопастями в каждом ярусе (рис.13 справа) [17, 18].
Расчетная скорость ветра и скорости движения лопастей при заданной установленной мощности выбираются из условия максимума выфаботки энергии и минимума стоимости ветровой станции. При этом учитывается, что увеличение реального значения скорости ветра свыше расчетного вызывает перемещение станции ближе к земле и выводит ее из зоны слишком больших скоростей. Вращающий момент, развиваемый роторами при набегании ветрового потока, передается генераторам, а от них выработанная энергия через токопроводящие элементы, расположенные в шланге 2, передается на Землю.
Мощность Р^) ортогональной турбины или группы турбин может быть представлена пропорциональной третьей степени скорости ветра и либо скорости лопастей V:
P = CP р U3A/2 = CN р V3 Оь/2,
(2)
- е -
i £
a ■о
Cp = Cn с (V/U)3.
(3)
ts с
Cl
%
Птах = 60U/tcDB0 (об/мин).
(5)
nopt = 2/3 Птах = 40U /^DBo
(6)
хронного генератора в крупной электрической сети, мощность, выдаваемая ротором турбины, не увеличивается при увеличении скорости ветра выше определенного предела (4). По этому пределу выбирается расчетная скорость ветра и установленная мощность агрегата.
Аэродинамические нагрузки на элементы ортогональных роторов и их эффективность в рабочем режиме надежно определяются расчетом на основе различных численных моделей нестационарных уравнений Эйлера [19,20] и опытов в аэродинамических трубах и гидравлических лотках [21]. Без учета конструктивных сопротивлений максимальная эффективность ортогональных агрегатов приближается к 0.6 (рис.14).
где Qb = Ас, с = ib/D.
Здесь V (м/сек) = xDn/60 - линейная скорость движения лопастей, Qb (m2)- площадь лопастей, А = D H - площадь осевого поперечного сечения оме-таемой фигуры, с -затенение, i- количество лопастей, b - хорда лопасти, D - диаметр трассы движения лопастей, р (кг/м3)- плотность воздуха. Коэффициенты эффективности CP и мощности CN зависят от формы турбины, соотношения скоростей лопастей и ветра V/U , затенения с, количества, формы профиля лопастей и состояния их поверхности. Эти коэффициенты связаны соотношением
Коэффициент мощности CN приближенно описывается линейной функцией
Cn = B (U/V -B0), если B0 <U/ V <0.6-0.8 и Cn = const при U/V>0.6-0.8. (4)
Vmax = U/B0 есть максимальная скорость лопастей, достигаемая турбиной без торможения при фиксированной скорости ветра U. Соответствующая максимальная частота вращения
v/u
Рис. 14. Энергетические характеристики двухлопастного ротора с профилем лопастей NACA 0018. Результаты расчетов по моделям [19,20] Fig. 14. Performance of two-blades rotor with blade profile NACA 0018. Results of calculations by [19, 20]
Наличие конструктивных узлов и учет реальных характеристик профилей снижает эту оценку в 1.5-2 раза (рис.15)
Мощность, развиваемая турбиной, зависит от частоты вращения и скорости ветра.
При фиксированной скорости ветра И максимальная мощность Ртах будет при оптимальной частоте вращения п^.
Ртах = Сртах Р И3 А/2 , Сртах = 4В0/27 Во2. (7)
При фиксированной частоте вращения ротора, обеспечиваемой, например, использованием асин-
v/u0
Рис. 15. Энергетические характеристики «идеальных» (7, 8) и «реальных» агрегатов с профилем NACA 0015, с 2 лопастями, траверсами и вантами. 1, 3, 5, 7 - а = 0.2; 2, 4, 6, 8 - а = 0.3. 1, 2 - без учета конструктивных сопротивлений; 3, 4 - с учетом потерь от 2 траверс и 4 вант; 5, 6 - с учетом потерь только от 2 траверс Fig. 15. Power characteristics of "ideal" (7, 8) and "actual" units with the NACA 0015 profile, 2 blades, traverses and stays. R/H = 1, b/H = 0.2, bstays/btraverse=0.0011. 1, 3, 5, 7 - а = 0.2; 2, 4, 6, 8 - а = 0.3. 1, 2 - without design resistance, 3, 4 - considering losses from 2 traverses and 4 stays, 5, 6 - considering losses from 2 traverses only
Рис. 16. Схема обтекания ротора в модели с дискретными вихрями Fig. 16. The scheme of flowing of the rotor in model with discrete whirlwinds
Широкое применение в наших расчетах ортогональных машин нашел метод дискретных вихрей профессора С.М. Белоцерковского [22]. Этот метод был применен для создания комплекса программ по расчету ортогональных энергоагрегатов (разработчики программ: Д.А. Теселкин, А.С. Белоцерков-ский, С.В. Алексеев). Расчет проводится либо для двумерного потока (основная программа), либо в трехмерной постановке - при исследовании много-лопастных агрегатов большого диаметра. В любом варианте рассчитывается процесс формирования аэ-
родинамического следа за вращающимся колесом или колесами, начиная с момента начала движения. Вихревой след формируется за счет эволюции вихревых пелен, сходящих с задних, а при отрывном обтекании и с передних кромок лопастей агрегата (рис. 16).
Сечения лопастей моделируются тонкими несущими поверхностями, которые в расчетной схеме представляются совокупностями дискретных вихрей, расположенных на средней линии профиля. Вихревой след за лопастями также моделируется дискретными вихрями, образующимися на кромках лопастей в каждый расчетный момент времени.
При этом рассчитывается мгновенный угол атаки на каждой лопасти, и, если он превышает некоторое критическое значение, обтекание считается отрывным со сходом вихревой пелены с передней кромки лопасти. Циркуляции дискретных вихрей Г81, моделирующих поверхности лопастей, определяются из условия непротекания через лопасть в контрольных точках Т1 (рис.16с). Свободные вихри Гш перемещаются с местной скоростью потока, сохраняя свою циркуляцию. В процессе расчета определяются суммарные и распределенные нагрузки на лопасти, а также крутящий момент и силы, действующие на агрегат в целом. В программе используются полуэмпирические зависимости степени реализации подсасывающей силы и сопротивления трения профиля.
Работоспособность программы была подтверждена специальными опытами с небольшой моделью (рис.17) и сравнительными расчетами для условий испытаний моделей в малой трубе ЦАГИ, систематическими испытаниями натурных образцов в большой аэродинамической трубе ЦАГИ в г. Жуковском [23].
Рис. 17. Данные опытов и расчетов для модели с профилем лопастей NACA 0018. Точки - опыт, линии - расчет Fig. 17. Data of experiments and calculations for the model with the blades of NACA 0018 profile. Dots - experiment, lines
- calculation
Сопоставление, показанное на рис. 17, является достаточно убедительным основанием для использования численной модели в качестве основного оперативного средства для проектирования роторов обыганык ортогональных агрегатов.
Реальные оптимизированные конструкции ортогональных ветроагрегатов согласно опытным данным имеют эффективность, достигающую 43% . Оптимизация достигается за счет выбора затенения, рамной конструкции ротора [24] и разворота лопастей (рис.18).
Продольные Рх и поперечные Бу силы, действующие на ортогональные машины характеризуются коэффициентами Сх, Су:
Рх = Схри2БЬ/2 , Ру=Сури2БЬ/2 , (8)
где Ь - длина ротора турбины, Б - диаметр ротора.
Максимальная эффективность ортогональных турбин увеличивается с уменьшением числа лопастей при сохранении оптимального затенения. Однако с уменьшением числа лопастей увеличивается пульсация крутящего момента и всех сил, действующих на ротор.
- е -
0.5
Ср
0.4 0.3 0.2 0.1
. 1
\ 2
\ V 3
\ ЧД V 4
V/U
NACA 0015.
Рис. 18. Результаты оптимизации угла р разворота лопастей ротора рамного типа с двумя лопастями профиля . Затенение 0.3. ReV = 4,010s; 1: р = -5 (носок лопасти - снаружи от касательной в центре лопасти); 2: р = 0; 3:
о.
Oí
С:
= -100; 4 : р = +30. Опыты ЦАГИ [25] Fig. 18. Maximum efficiency of a frame two-bladed rotor with a solidity 0.3 reaches CP =0.43 at V/U = 2.2 а) Re = 4,010s, b) Re = 2,010s. 1: р = -50; 2: р = 0; 3: р = -100; 4 : р = +30.Tests ZAGI [25]
3: p
i £ a
I e
CO
с Cl CO
i f
Рис. 19. Относительные нагрузки, действующие на один
ярус двухлопастной турбины ReV= 8.5x105. Затенение 0.306 . Схема турбины по рис.18 Fig. 19. The relative loads acting on one tier of two-bladed turbine. Rev= 8.5x105. Solidity 0.306. Turbine on fig. 18
Это противоречие преодолевается созданием ге-ликоидных или многоярусных роторов. Роторы, предлагаемые для высотных ВЭС (рис. 13 справа), могут рассчитываться практически на осредненные нагрузки, определяемые, например, по рис. 19.
Струйные устройства в лопастях роторов для управления локальной циркуляцией повышают выработку энергии установки. Опубликованы сообщения о том, что струйное управление циркуляцией на лопастях модели ортогонального ветроагрегата с затенением 0.1 может увеличить максимальную эффективность агрегата CP от 0.32 до 0.42 с уменьшением оптимальной скорости вращения ротора от V/U = 5 до 4 [26]. В нашей конструкции управляющие струи на лопастях в отсутствие ветра при подъеме и опускании установки, создают подъемную силу, направление и величина которой могут меняться, позволяя управлять установкой как воздушным судном. Оси роторов составляют тупой угол, что обеспечивает разворот системы по ветру и ее устойчивое равновесие. При обрыве троса или разрушении одного из роторов установка переворачивается и плавно опускается на Землю, сохраняя автоматическую управляемость по радиомаякам.
Отсеки кабель-троса, выполненного в виде шлангов, заполненные гелием под избыточным давлением, создают подъемную силу кабель-троса, позволяя
оптимизировать положение ветроустановки по высоте.
Полые лопасти крылового профиля, закрепленные через обтекаемые траверсы на центральном полом валу, движутся по цилиндрической поверхности. На поверхность лопасти через распределительную систему, расположенную внутри лопасти и внутри вала, на котором закреплены лопасти, подается струя с определенным импульсом, создающая циркуляцию вокруг лопасти, которая вызывает подъемную силу, действующую на лопасть в направлении радиуса кривизны поверхности, ометаемой лопастью, перпендикулярной к оси вращения вала. Реакция на импульс струи создает также крутящий момент, ускоряющий вращение системы. Меняя момент подачи струи (положение лопасти на трассе), меняем направление силы, действующей на движитель. Меняя импульс струи, меняем величину этой силы и величину крутящего момента.
Импульс струи может изменяться как за счет величины давления в камерах перед струей, так и за счет относительной длительности действия этого давления, определяемого формой отверстий, через которые давление передается от центрального подающего канала в траверсы и далее в полости лопасти.
в А
4-4-1-
В А
Рис. 20. Разрез по оси турбины. Момент максимальной подъемной силы. Рабочие лопасти аэродинамического профиля с двумя изолированными внутренними полостями, каждая из которых через каналы в траверсах 8 имеет возможность сообщаться с внутреннуй полостью управляющего вала 11, размещенного внутри вращающегося турбинного вала 7. Момент возникновения подъемных сил на лопастях определяется положением отверстий в управляющем валу 11, напротив которых проходят входные отверстия каналов в траверсах 8
Fig. 20. Longitudinal section of plant blades (one layer). The Max. lifting force. The working blade airfoil with two isolated internal cavities, each of which through the channels in traverse 8 has the ability to communicate with inside cavity of the main shaft 11, placed inside the rotating turbine shaft 7. When lifting forces on the blades is determined by the position of the holes in the control shaft 11, in front of the inlet channels in 8 traverse
Рассмотрим фрагмент турбины с двумя лопастями симметричного аэродинамического профиля с полыми траверсами и центральным валом, внутри которого расположен полый управляющий вал с двумя отверстиями, расположенными против траверс симметрично относительно оси вала (рис. 20, 21).
Рис. 21. Разрез по струйной системе. Нумерация элементов по рис. 20 и патенту [13]. 14 - катушки индуктивности, зажигающие свечи внешнего или внутреннего контура в варианте с подачей горючей смеси Fig. 21. Sections of channels supplying air to blade surface for circulation control. The numbering of the items in Fig.20 and patent [13]. 14 - inductance coil, ignition spark external or internal contour in the variant with the feed gas mixture
Источник давления для создания струи может быть внешним (компрессор и/или резервуар высокого давления), либо высокое давление в камерах лопасти может создаваться за счет горения топливной смеси или водорода, подаваемых в лопасти и поджигаемых там в нужный момент за счет электрического импульса (рис. 22).
Рис. 22. Пример профиля лопасти: 1,2 - сопла, формирующие пристенные струи на поверхностях лопастей; 3,4 -свечи поджига топливной смеси в полостях лопастей Fig. 22. Example of the blade's profile 1,2 - nozzles, forming a wall jets on the blade surfaces, 3,4 - spark ignition fuel mixture in the cavities of the blades
•-и-*
- е -'о1
i £
а ■о
ts с
О.
со
ï f
Лопасти роторов, снабженные струйными устройствами управления локальной циркуляцией, в отсутствие ветра при подъеме и опускании установки создают подъемную силу, направление и величина которой могут изменяться, позволяя управлять установкой как воздушным судном.
Оси роторов (в плане) составляют тупой угол, что обеспечивает автоматический разворот системы по ветру и ее устойчивое равновесие. В случае аварии (например, при обрыве троса или разрушении одного из роторов) установка переворачивается и плавно опускается на землю, сохраняя автоматическую управляемость по радиомаякам.
Идея системы управления циркуляцией на лопастях состоит в том, что, выпуская струю на лопасти в нужный момент, можно заметно изменять подъемную силу лопасти в ветровом потоке, изменять ее направление и даже создать подъемную силу на роторе, вращающемся в неподвижном воздухе. В реальной высотной ветровой станции схема струйного управления должна быть более сложной. К простейшим элементам добавляются элементы, позволяющие системе при аварийном обрыве удерживающего троса не только плавно опускаться, но двигаться в заданном направлении с тем, чтобы приземление было осуществлено в строго определенном месте, например, на поверхности специально предназначенного для этого водоема. Такое сложное движение осуществляется за счет использования независимых систем управления циркуляцией на каждом роторе. Это позволяет в режиме падения (или подъема) обеспечивать необходимый вектор подъемной силы и момента, доставляющих станцию в заданную точку посадки. Вращение роторов 4 и плавное опускание установки осуществляется за счет либо энергоаккумуляторов, расположенных на установке, и работы генераторов в режиме двигателей, либо за счет импульса струй, питающихся от сжатого воздуха или топливной смеси, хранящихся в полых элементах строительной конструкции ВВЭУ.
Сложное движение при подъеме или аварийном опускании станции осуществляется за счет использования двух систем управления циркуляцией на каждом роторе. Одна из систем в режиме падения (или подъема) обеспечивает необходимую подъемную силу, а другая - формирует горизонтальную компоненту силы, доставляющей станцию в заданную точку посадки. Соответственно, внутри одного полого вала, показанного на рис. 14, добавляются еще один или два внутренних полых вала, а в лопастях появляются дополнительные перегородки (рис. 23).
Рис. 23. Ортогональная турбина с регулирующими управляющими струями Fig. 23. Orthogonal turbine with control jets
Каждая лопасть (1) имеет две отдельных полости (2 и 3), разделенные перегородками (4) и (5), соединенные с полостью в центральном вале турбины (6) через каналы (трубы) в траверсах, например, (7). Труба в одной траверсе способна подавать воздух на внешнюю сторону лопасти, а труба в другой траверсе - на внутреннюю сторону лопасти. Распределительная система, расположенная внутри вала турбины, имеет два противоположно расположенных отверстия (10) и (11). Внутри распределительного вала постоянно поддерживается повышенное давление воздуха (по воздухопроводу). Когда это давление подается через отверстие 10 в верхнюю траверсу и через отверстие (11) в нижнюю траверсу, подъемная сила, инициируемая струями на лопастях, будет действовать вверх. Меняя положение отверстий распределительного вала (8) относительно земли или относительно ветра, можно менять направление "упора". Дополнительная маневренность системы достигается наличием полостей в лопастях, выделенных перегородкой (5), и второго внутреннего вала (9). Давление в эти полости передается через отверстия (12) и (13) во внутреннем валу, положение которых не зависит от положения основного управляющего вала (8).
Принципиальная возможность резкого увеличения подъемной силы профиля за счет управления циркуляцией путем подачи струи с относительно небольшим расходом в пограничный слой на лопастях известна [27]. Влияние струи в пограничном слое на лопасти определяется относительным импульсом
С, = 2р^Ц/р W2 "ь (9)
Здесь р_|, QJ, UJ - плотность, расход и скорость управляющей струи, р, W - плотность и скорость воздуха относительно лопасти (в отсутствии ветра W равна скорости лопасти V), -- площадь лопасти.
Струйное управление циркуляцией на лопастях ортогональной турбины является существенным
элементом проекта высокоэффективной ветровой электростанции, преобразующей энергию высотных струйных течений. Стационарные режимы обтекания профилей со струйной циркуляцией (эффект Коанда) изучены довольно подробно [28, 29]. Согласно опытным данным (рис. 24), коэффициент подъемной силы при импульсе 1 может достигать СЬ = 2.2 при нулевом угле атаки, а при импульсе 0.1 и угле атаки 8-100 не менее 1.1.
Рис. 24. Коэффициент подъемной силы крыла по испытаниям в воде в функции угла атаки при импульсах струи 10; 2-0.05; 3-0.10; 4-0.15 и 5-0.20 (слева). Коэффициент подъемной силы в функции импульса струи управления (справа) Fig. 24. Coefficient of a lifting force of a wing on tests in water as an angle of attack at impulses of a jet 1- 0,2- 0.05, 30.10,4- 0.15 and 5- 0.20 (left). Coefficient of lifting force as an impulse of a jet control (right)
В нестационарных условиях, характерных для режимов обтекания лопастей в ортогональных турбинах, влияние управляющей струи по заданию автора было изучено на колеблющемся крыловом профиле в гидроканале Института механики МГУ в 1991 г (научные руководители: В.П. Карликов, А.Н. Хомяков, Г.И. Шоломович).
Был испытан профиль NACA 0021 при двух положениях щели вдува - на расстояниях 0.65 и 0.30 длины хорды от носка лопасти.
Было установлено, что подача управляющей струи не меняет моментную характеристику профиля, но может существенно увеличить нормальную и тянущую силу, особенно в том случае, если струя подается на теневой стороне профиля. При нестационарном обтекании, характерном для режима лопасти ортогонального агрегата, подача струи на теневую сторону лопасти может увеличить тянущую силу лопасти почти в 2 раза, а нормальную силу в 1.5 раза при относительном импульсе струи всего 8-9% [30, стр.162].
Действие струи в целом аналогично действию обычной механизации крыла. Как известно, закрылки могут увеличить коэффициент подъемной силы (Cb)max до 2.4 и более.
Подобная схема с поворачивающимся крылом или закрылком, управляемым тягой из центра, эксцентричного оси ротора, была предложена в США
(Pinson Energy Co.), Англии (университет Exeter), Японии (Iwanaka) и реализована на практике в опытных ортогональных ветроустановках, показавших максимальную фактическую эффективность (CP = 0.50). В самое последнее время к ней вернулись в конструкциях гидротурбин с более совершенным индивидуальным приводом поворота каждой лопасти (QinetiQ Ltd.). Струйная система управления циркуляцией на крыле в данном случае должна быть более легкой и более долговечной, чем система обычной механизации крыла. Избыточной подъемной силы, действующей на трос в точке контакта со станцией, должно быть достаточно для того, чтобы маневрировать ветроустановкой в любых ситуациях и при подъеме ее с земли. Векторная сумма избыточной подъемной силы и силы сопротивления при фиксированной длине троса определит пространственное положение станции.
Турбина с управляемой струйной циркуляцией является основой проекта "летающего автомобиля" [31]. Изучение реальных сил, действующих на такую турбину в характерных условиях кратковременного действия струи и нестационарного обтекания лопасти, является актуальной задачей.
Основные идеи турбины с управляемой циркуляцией на лопастях, обеспечивающей произвольный выбор направления результирующей силы, действующей на турбину в целом, были проверены на крупной модели фрагмента двухлопастного агрегата (рис. 25).
Рис. 25. Схема подачи струи. На противоположную сторону лопасти струя подается из другого канала внутри
лопасти
Fig. 25. Scheme of giving of a stream. On the opposite side of the blade the stream moves from other channel in the blade
Модель турбины диаметром 600 мм и длиной 502мм была изготовлена с полыми лопастями, в которые подводится воздух через прорези в распределительном валу, помещенным внутри несущего вала турбины [32]. Лопасть с профилем МЛСЛ0021 имела хорду длиной 176 мм. Система подвески модели изготавливалась в двух вариантах - с внешним электроприводом в виде высокоскоростного электромотора и без него.
В последнем случае разгон турбины осуществляется за счет реакции управляющей струи, выпускаемой на внешнюю или внутреннюю стороны лопастей через щели высотой около 1 мм (рис. 26).
Рис. 26. 1- носок лопасти, 2 - створ наибольшей толщины лопасти, 3 - щели для выпуска управляющей струи воздуха
Fig. 26. 1 - sock of the blade, 2 - an alignment of the greatest thickness of the blade, 3 - cracks for release of an operating current of air
В любом варианте модель тщательно балансировалась и вывешивалась на электронно-механических весах (рис. 27).
Рис. 27. Общий вид подвески модели Fig. 27. General system for measuring forces
Результаты опытов, проведенных без внешнего электропривода, - ротор вращался под действием реакции струй воздуха, выходящих на поверхности лопастей в периоды, когда отверстия в стенках воз-духоподводящей трубы внутри оси ротора совпадали с входными отверстиями в каналах внутри траверс, подающих воздух во внутренние полости лопастей, -подробно описаны в книге [32]. Главный вывод из экспериментов и расчетов - предлагаемая схема работоспособна и может быть эффективной.
Оценим возможную подъемную силу, которую может создать циркуляция, возбуждаемая струей. Струи толщиной И и скоростью и выходят в определенной точке профиля лопасти по касательной к профилю лопасти в этой точке по всей длине лопасти Ь. Струя имеет импульс, который развивает силу Г1еЬ действующую на лопасть и при стационарном воз-
действии разгоняющую лопасть до скорости V, определяемую аэродинамическим сопротивлением лопасти Бв = Б^.
Fjet = pQj Uj=pUj2 h L,
(10)
Fd= CDpV2bL/2.
(11)
Отсюда при одинаковой плотности внешней среды и струи, выпускаемой по всей длине лопасти,
Uj2h = CDV2b/2 или V2= 2Uj2h/ CDb.
(12)
Импульс струи вызывает возникновение или увеличение подъемной силы лопасти в направлении той стороны лопасти, на которой расположена струя. Величина этой силы определяется скоростью лопасти и коэффициентом подъемной силы CL , который зависит от формы профиля лопасти и относительного импульса струи Сц (9).
В рассматриваемом случае, когда струя занимает всю длину лопасти, разгоняемой реакцией струи, параметр Сц просто равен коэффициенту сопротивления профиля лопасти CD. Влияние относительного импульса струи на коэффициент подъемной силы для некоторых профилей изучено экспериментально (рис. 24).
При нулевом угле атаки коэффициент подъемной силы в зависимости от относительного импульса имел следующие значения:
Относительный импульс 0 0.05 0.10 0.15 0.20
CL 0.33 0.54 0.73 0.87 0.98
Получается парадоксальный результат: чем больше сопротивление профиля, тем выше относительный импульс струи, раскручивающей турбину. Для профиля NACA 0021 характерное значение CD = 0.04. При скорости струи 200 м/с и высоте щели 1 мм лопасть с хордой 200 мм в условиях стационарного действия струи разгонится до 100 м/с, что обеспечит подъемную силу на одну лопасть
F = 0.5x 1.25x 104 x0.2/2 = 625 N = 62 кг.
На секцию турбины с двумя лопастями будет действовать сила примерно 120 кг. Проблема в том, что оценки сделаны для стационарного состояния, а фактически струи будут действовать только в периоды, когда отверстия в управляющем валу будут находиться напротив траверс. Это означает, что реакция струй, осредненная за один оборот, должна быть умножена на отношение длительности импульса к половине периода вращения турбины. Это отношение примем равным 0.2. Тогда величина относительного импульса станет в 5 раз больше, а скоростной напор на лопасти в 5 раз меньше. При этом ос-редненная подъемная сила, действующая на движитель с двумя лопастями длиной по 1м и хордой 0.2 м при скорости управляющей струи 200 м/с, составит 62х0.98/(0.5x5) = 24.3 кг. Скорость лопасти составит около 45 м/с. Увеличив скорость струи до 300 м/с, увеличим суммарную осредненную силу до 55 кг, а скорость лопастей до 68 м/с. Давление в канале, подающем воздух к струе, в этом случае должно быть 1.25x 9x 104/2 = 5.6 x104 N/m2 = 0.56 кг/см2.
Понятно, что это давление должно быть избыточным по отношению к давлению на крыле в точке выпуска струи, т.е. давление перед щелью в лопасти должно быть не менее 1.6 ати. Важно, чтобы это давление не терялось на трассе ресивер-крыло. Для этого все подводящие участки к струе должны иметь живое сечение в 5-10 раз больше сечения струи. В нашем примере площадь сечения струи 1000 мм2. Если хорда лопасти 200 мм, то максимальная высота половины профиля NACA 0021 будет 21 мм и возможная площадь внутренней полости половины лопасти будет чуть больше 2100 мм2, что недостаточно. Поэтому лучше применить лопасть с хордой, например, 300 мм. Диаметр подводящих труб управляющего вала и переходных отверстий - не менее 80 мм. Эти оценки можно использовать при проектировании модели высотной станции, испытания которой, естественно, должны предшествовать строительству первой опытно-промышленной ВВЭС.
В статье [11] были описаны результаты эскизного проектирования высотной ветростанции мощностью 50 МВт. Если принять расчетную скорость ветра, отвечающую номинальной мощности 50 МВт равной 35 м/сек, а скорость лопастей при этом 50 м/сек, то необходимая площадь сечений 9 фигур, ометаемых турбинами, должна быть примерно 14800 м2, а площадь сечения одной турбины - 1644 м2. Габариты всей станции должны быть 120х120 м2, габариты одного блока - 40х120 м2 Если принять диаметр турбины равным 40 м, ее длина получается также около 40 м. В целом масса ветровой электростанции мощностью 50 МВт оценивалась в пределах 900 тонн. Основной вывод из проделанных расчетов состоял в том, что в серийном исполнении установки указанной мощности в России будут иметь удельные капвложения не выше 300 долларов США/кВт. Первый опытный образец мощностью 50 МВт обойдется примерно в 60 миллионов долларов (по 1.2 тыс. долл. США/кВт), включая необходимые обширные метеорологические наблюдения, проектные и научно-исследовательские работы, изготовление приспособлений для производства оборудования, а также затраты на проведение строительно-монтажных и пуско-наладочных работ. Стоимость газонаполненного кабель-троса диаметром 6м для ВВЭУ мощностью 50 МВт в составе этих затрат составляла ориентировочно 15 миллионов долларов. Осуществить полный комплекс работ со сдачей изделия "под ключ" с одновременной подготовкой серийного производства последующих машин предлагалось за 2,5 - 3 года. В последующем высотные вет-роустановки могли быть созданы мощностью 100150 МВт стоимостью по 30-45 млн. долларов с годовой выработкой 500-700 ГВт-час, что обеспечит себестоимость энергии в пределах 0.3 - 0.5 цен-та/кВтчас.
За 10 лет, прошедших с момента проведения указанных расчетов, цены на товары и услуги выросли
примерно в 2 раза, и в современных условиях первый опытно-промышленный образец в предлагаемом проекте обойдется примерно в 120 миллионов долларов. Последующие станции приблизятся по цене к нашим прогнозам 2006 года, т.е. будут стоить 30-40 миллионов долларов за объект мощностью 50 МВт с выработкой не менее 200-300 ГВТчас в год.
Главное достоинство предлагаемого возобновляемого источника - то, что он может находиться там, где велика потребность в энергии, и действовать будет надежно и постоянно.
Список литературы
1. Wayne M. Wendland. The World Book Encyclopedia. USA. 1987. Vol.11, P.94.
2. Воробьев В.И. Струйные течения в высоких и умеренных широтах. Л. 1960.
3. Погосян Х.П. Струйные течения в атмосфере. М. 1960.
4. Шметер С.М. Атмосферная турбулентность, влияющая на полет самолетов // Атмосферная турбулентность, вызывающая болтанку самолетов. М. 1962.
5. Рил Г, Алака М.А., Джордан К.Л., Ренар Р. Дж. Струйное течение. М. 1959.
6. Cristina L. Archer, Ken Caldeira. Global Assessment of High-Altitude Wind Power, Energies. 2009. № 2. P. 307-319.
с
7. Лятхер В. М. Ветровые электростанции большой мощности. М.: Информэнерго, 1987. 72 с.
j 8. Монин А.С., Шишков Ю.А. История климата. Л.: Гидрометео издат, 1979.
9. Furya O., Maekawa S. Technical and Economic Assessment of Tethered Wind Energy Systems, Transactions of the ASME. Journal of Solar Energy Engineering. 1984. Vol. 106, N3.
10. Uwe Ahrens, Moritz Diehl and Roland Schmehl
m
(editors). Airborne Wind Energy Conference. AWE-Book, 2013. 611 p.
11. Лятхер В.М. ВЫСОТНАЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА. Известия РАН. Энергетика. 2006. №4. С. 47-57.
12. Лятхер В.М. Что может дать энергия ветра. Наука в СССР, 1991. №1. С. 58-65.
13. Патент РФ№ 2240444. Высотная ветроэнергетическая установка / Лятхер В.М. // Приоритет 05. 05.2003г. БИ вып. 32. 20.11.2004.
14. А.С. СССР 1765495. Высотная ветровая электростанция / Лятхер В.М., Смирнов В.Л. // 1992. Б И. Вып. 36.
15. А.С СССР 1150395. Вертикально-осевое вет-роколесо / Лятхер В.М., Семенов И.В. // 1985. БИ. Вып. 14.
16. Patent US 5451137. Unidirectional helical reaction turbine operable under reversible fluid flow for power systems / Gorlov A.M. // Sept.19. 1995.
17. Patent US 7741729 B2. Non-vibrating Units for conversion of Fluid Stream Energy / Lyatkher V. // Jun.22, 2010.
18. Patent US 8007235 B1. Orthogonal Power Unit / Lyatkher V. // Aug. 30, 2011.
19. Лятхер B.M., Милитеев A.M., Милитеев ДН. Аэродинамические нагрузки на элементы ветроагре-гатов с вертикальной осью вращения. Изв. АН СССР: Энергетика и транспорт. 1986. №4.
20. Лятхер B.M., Милитеев Д.Н. Энергетические характеристики ортогональных агрегатов, преобразующих энергию течений. Известия АН СССР: Энергетика и транспорт. 1988. №3. С. 93-99.
21. Малышев Н.А., Лятхер B.M. (ред). Ветроэнергетические станции. Сб. Научных Трудов Гидропроекта. М. 1988. Вып. 129. 223 с.
22. Белоцерковский С.М. Вихревая аэродинамика и компьютерная графика // Компьютерная графика. 1993. №3, С. 2-5. Belotserkovsky S.M., Lifanov I.K. Method of discrete vortices. CRC Press. Roca Raton, USA. 1993. 451p.
23. Лятхер В.М. Испытания головных образцов ортогональных ветроагрегатов // Гидротехническое строительство. 2002. №3. С. 31-39.
24. А.С. СССР 1242637. Ветродвигатель / Иванов И.И., Малышев Н.А., Обносов С.В., Перфилов О.Л., Скосырева С.М., Филатов В.Н. // 1986. БИ Вып. 25.
25. Вашкевич К.П., Самсонов В.В., Расчет аэродинамических характеристик ветроколес вертикально-осевого типа с использованием метода дискретных вихрей, Промышленная аэродинамика. 1988. Вып. 3(35) // P.G.Baklushin, K.P.Vashkevich and V.V.Samsonov. J. of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics. 1992. Vol.39, N°1-3.
26. Angle II G.M., Pertl F.A., Mary Ann Clarke, Smith J.E. Lift Augmentation for Vertical Axis Wind Turbines. International Journal of Engineering. Vol.4, Issue5, P. 430-442. D.McGrain, G.M.Angle II ,J.P.Wilhelm. Circulation Control Applied to Wind Turbines. ASME 2009 3rd International Conference on Energy Sustainability. Vol. 2, Paper no. ES2009-90076. P. 905-910.
27. Фабрикант Н.Я. Аэродинамика. М.: Наука, 1964. С. 814.
28. Амфилохиев В.Б., Артюшков Л.С., Барбанель Б.А., Короткин А.И., Мазаев К.М., Мальцев Л.И., Семенов Б.Н. Современное состояние теории управления пограничным слоем. Санкт-Петербург: СПМБМ «Малахит», 2000. 415 с.
29. Богданов П.А., Кожухаров П.Г., Мальцев Л.И., Микута В.И., Хаджимихалев В.Х., Подводное крыло со струйным управлением его гидродинамическими характеристиками. Сб. Течения жидкости со свободными поверхностями и полимерными добавками. Новосибирск. 1986. С. 36-73.
30. Лятхер В.М. Возобновляемая энергетика. Эффективные решения. М.-Иж., 2011. 172 с.
31. Патент РФ №2327059 с приоритетом от 14.12.2006. Энергетическая установка для привода транспортного средства / Лятхер В.М. // 2008. Б И №22.
32. Victor Lyatkher. Wind Power: Turbine Design, Selection, and Optimization. ISBN: 978-1-118-72092-9. Dec. 2013. 328 p.
References
1. Wayne M. Wendland. The World Book Encyclopedia. USA. 1987. Vol.11, P.94.
2. Vorobjhev V.Y. Strujnyhe tetchenyja v vyhsokykh y umerennyhkh shyrotakh. L. 1960.
3. Poghossan KH.P. Strujnyhe tetchenyja v atmos-fere. M. 1960.
4. Shmeter S.M. Atmosfernaja turbulentnostj, vlyja-jushtchaja na polet samoletov // Atmosfernaja turbulentnostj, vyhzyhvajushtchaja boltanku samoletov. M. 1962.
5. Ryl Gh, Alaka M.A., Dhzhordan K.L., Renar R. Dhzh. Strujnoe tetchenye. M. 1959.
6. Cristina L. Archer, Ken Caldeira. Global Assessment of High-Altitude Wind Power, Energies. 2009. № 2. P. 307-319.
7. Lyatkher V. M. Vetrovyhe ehlektrostantsyy boljshoj moshtchnosty. M.: Ynformehnergho, 1987. 72 s.
8. Monyn A.S., Shyshkov JU.A. Ystoryja klymata. L.: Ghydrometeo yzdat, 1979.
9. Fuurya O., Maekawa S. Technical and Economic Assessment of Tethered Wind Energy Systems, Transactions of the ASME. Journal of Solar Energy Engineering. 1984. Vol. 106, N3.
10. Uwe Ahrens, Moritz Diehl and Roland Schmehl (editors). Airborne Wind Energy Conference. AWE-Book, 2013. 611 p.
11. Lyatkher V.M. VYHSOTNAJA VETRO-EHNERGHETYTCHESKAJA USTANOVKA. Yzves-tyja RAN. Ehnerghetyka. 2006. №4. S. 47-57.
12. Lyatkher V.M. Tchto mozhet datj ehnerghyja ve-tra. Nauka v SSSR, 1991. №1. S. 58-65.
13. Patent RF№ 2240444. Vyhsotnaja vetro-ehnerghetytcheskaja ustanovka / Lyatkher V.M. // Pryo-rytet 05. 05.2003gh. BY vyhp. 32. 20.11.2004.
14. A.S. SSSR 1765495. Vyhsotnaja vetrovaja ehlek-trostantsyja / Lyatkher V.M., Smyrnov V.L. // 1992. B Y. Vyhp. 36.
15. A.C. SSSR 1150395. Vertykaljno-osevoe vetro-koleso / Lyatkher V.M., Semenov Y.V. // 1985. BY. Vyhp. 14.
16. Patent US 5451137. Unidirectional helical reaction turbine operable under reversible fluid flow for power systems / Gorlov A.M. // Sept.19. 1995.
17. Patent US 7741729 B2. Non-vibrating Units for conversion of Fluid Stream Energy / Lyatkher V. // Jun.22. 2010.
18. Patent US 8007235 B1. Orthogonal Power Unit / Lyatkher V. // Aug. 30, 2011.
19. Lyatkher V.M., Mylyteev A.M., Mylyteev D.N. Aehrodynamytcheskye naghruzky na ehlementyh ve-troaghreghatov s vertykaljnoj osjju vrashtchenyja. Yzv. AN SSSR: Ehnerghetyka y transport. 1986. №4.
20. Lyatkher V.M., Mylyteev D.N. Ehnerghetyt-cheskye kharakterystyky ortoghonaljnyhkh aghreghatov,
preobrazujushtchykh ehnerghyju tetchenyj. Yzvestyja AN SSSR: Ehnerghetyka y transport. 1988. №3. S. 9399.
21. Malyhshev N.A., Lyatkher V.M. (red). Ve-troehnerghetytcheskye stantsyy. Sb. Nautchnyhkh Tru-dov Ghydroproekta. M. 1988. Vyhp. 129. 223 s.
22. Belotserkovskyj S.M. Vykhrevaja aehrodyna-myka y kompjjuternaja ghrafyka // Kompjjuternaja ghra-fyka. 1993. №3, S. 2-5. Belotserkovsky S.M., Lifanov I.K. Method of discrete vortices. CRC Press. Roca Raton, USA. 1993. 451p.
23. Lyatkher V.M. Yspyhtanyja gholovnyhkh ob-raztsov ortoghonaljnyhkh vetroaghreghatov // Ghydro-tekhnytcheskoe stroyteljstvo. 2002. №3. S. 31-39.
24. A.S. SSSR 1242637. Vetrodvyghatelj / Yvanov Y.Y., Malyhshev N.A., Obnosov S.V., Perfylov O.L., Skosyhreva S.M., Fylatov V.N. // 1986. BY Vyhp. 25.
25. Vashkevytch K.P., Samsonov V.V., Rastchet aehrodynamytcheskykh kharakterystyk vetrokoles verty-kaljno-osevogho typa s yspoljzovanyem metoda dy-skretnyhkh vykhrej, Promyhshlennaja aehrodynamyka. 1988. Vyhp. 3(35) // P.G.Baklushin, K.P.Vashkevich and V.V.Samsonov. J. of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics. 1992. Vol.39, N°1-3.
26. Angle II G.M., Pertl F.A., Mary Ann Clarke, Smith J.E. Lift Augmentation for Vertical Axis Wind Turbines. International Journal of Engineering. Vol.4, Issue5, P. 430-442. D.McGrain, G.M.Angle II ,J.P.Wilhelm. Circulation Control Applied to Wind Turbines. ASME 2009 3rd International Conference on Energy Sustainability. Vol. 2, Paper no. ES2009-90076. P. 905-910.
27. Fabrykant N.JA. Aehrodynamyka. M.: Nauka, 1964. S. 814.
28. Amfylokhyev V.B., Artjushkov L.S., Barbanelj B.A., Korotkyn A.Y., Mazaev K.M., Maljtsev L.Y., Semenov B.N. Sovremennoe sostojanye teoryy upravlenyja poghranytchnyhm sloem. Sankt-Peterburgh: SPMBM «Malakhyt», 2000. 415 s.
29. Boghdanov P.A., Kozhukharov P.GH., Maljtsev L.Y., Mykuta V.Y., Khadhzhymykhalev V.KH., Pod-vodnoe kryhlo so strujnyhm upravlenyem egho ghydro-dynamytcheskymy kharakterystykamy. Sb. Tetchenyja zhydkosty so svobodnyhmy poverkhnostjamy y poly-mernyhmy dobavkamy. Novosybyrsk. 1986. S. 36-73.
30. Lyatkher V.M. Vozobnovljaemaja ehnerghetyka. Ehffektyvnyhe reshenyja. M.-Yzh., 2011. 172 s.
31. Patent RF №2327059 s pryorytetom ot 14.12.2006. Ehnerghetytcheskaja ustanovka dlja pryvoda transportnogho sredstva / Lyatkher V.M. // 2008. B Y №22.
32. Victor Lyatkher. Wind Power: Turbine Design, Selection, and Optimization. ISBN: 978-1-118-72092-9. Dec. 2013. 328 p.
' , 1 •
- e -'to1
--1 v>
Транслитерация no ISO 9:1995
oo
- TATA -
