Проектирование ветряной турбины — это процесс определения формы и конфигурации ветряной турбины для извлечения энергии из ветра . [1] Установка состоит из систем, необходимых для улавливания энергии ветра, направления турбины на ветер, преобразования механического вращения в электрическую энергию и других систем для запуска, остановки и управления турбиной.
В 1919 году немецкий физик Альберт Бец показал, что для гипотетической идеальной машины для извлечения энергии ветра фундаментальные законы сохранения массы и энергии позволяют извлекать не более 16/27 (59,3%) кинетической энергии ветра. Этот предел закона Беца может быть достигнут современными конструкциями турбин, которые достигают 70–80% этого теоретического предела.
В дополнение к лопастям, проектирование полной ветроэнергетической системы должно также охватывать ступицу, элементы управления, генератор, опорную конструкцию и фундамент. Турбины также должны быть интегрированы в электросети.
Форма и размер лопасти определяются аэродинамическими характеристиками, необходимыми для эффективного извлечения энергии, а также прочностью, необходимой для сопротивления силам, действующим на лопасть.
Аэродинамика горизонтальной оси ветряной турбины не является простой. Воздушный поток на лопастях не такой же, как поток вдали от турбины. Способ, которым энергия извлекается из воздуха, также заставляет воздух отклоняться турбиной. Аэродинамика ветряной турбины на поверхности ротора демонстрирует явления, которые редко наблюдаются в других областях аэродинамики.
Скорость вращения должна контролироваться для эффективного производства электроэнергии и для поддержания компонентов турбины в пределах скорости и крутящего момента. Центробежная сила на лопастях увеличивается как квадрат скорости вращения, что делает эту конструкцию чувствительной к превышению скорости. Поскольку мощность увеличивается как куб скорости ветра, турбины должны выдерживать гораздо более высокие ветровые нагрузки (например, порывы ветра), чем те нагрузки, из которых они вырабатывают электроэнергию.
Ветровая турбина должна вырабатывать мощность в диапазоне скоростей ветра. Скорость включения составляет около 3–4 м/с для большинства турбин, а выключения — 25 м/с. [2] Если номинальная скорость ветра превышена, мощность должна быть ограничена.
Система управления включает в себя три основных элемента: датчики для измерения переменных процесса, исполнительные механизмы для управления захватом энергии и загрузкой компонентов, а также алгоритмы управления, которые используют информацию, собранную датчиками, для координации исполнительных механизмов. [3]
Любой ветер, дующий со скоростью выше скорости выживания, повреждает турбину. Скорость выживания коммерческих ветровых турбин колеблется от 40 м/с (144 км/ч, 89 миль/ч) до 72 м/с (259 км/ч, 161 миль/ч), обычно около 60 м/с (216 км/ч, 134 миль/ч). Некоторые турбины могут выдерживать 80 метров в секунду (290 км/ч; 180 миль/ч). [4]
Срыв на аэродинамическом профиле происходит , когда воздух проходит над ним таким образом, что создание подъемной силы быстро уменьшается. Обычно это происходит из-за большого угла атаки (AOA), но может также быть результатом динамических эффектов. Лопасти турбины с фиксированным шагом могут быть спроектированы так, чтобы срываться при высоких скоростях ветра, замедляя вращение. [5] Это простой отказоустойчивый механизм, помогающий предотвратить повреждения. Однако, за исключением систем с динамически управляемым шагом, он не может производить постоянную выходную мощность в большом диапазоне скоростей ветра, что делает его менее подходящим для крупномасштабных применений в электросетях . [6]
HAWT (ветротурбина с горизонтальной осью вращения) с фиксированной скоростью по своей сути увеличивает свой угол атаки при более высокой скорости ветра по мере ускорения лопастей. Естественной стратегией, таким образом, является позволить лопасти заглохнуть при увеличении скорости ветра. Этот метод успешно использовался на многих ранних HAWT. Однако степень наклона лопастей имела тенденцию увеличивать уровень шума.
Генераторы вихрей могут использоваться для управления подъемными характеристиками лопастей. Вихревые генераторы размещаются на аэродинамическом профиле для увеличения подъемной силы, если они размещены на нижней (более плоской) поверхности, или для ограничения максимальной подъемной силы, если они размещены на верхней (более выпуклой) поверхности. [7]
Закручивание работает за счет уменьшения угла атаки, что уменьшает сопротивление и поперечное сечение лопасти. Одна из основных проблем заключается в том, чтобы заставить лопасти достаточно быстро остановиться или закрутиться при порыве ветра. Полностью закрученная лопасть турбины при остановке обращена краем лопасти к ветру.
Нагрузки можно уменьшить, сделав структурную систему более мягкой или гибкой. [3] Этого можно добиться с помощью роторов, расположенных по ветру, или с помощью изогнутых лопастей, которые естественным образом скручиваются для уменьшения угла атаки при более высоких скоростях ветра. Эти системы нелинейны и связывают структуру с полем потока, что требует разработки инструментов проектирования для моделирования этих нелинейностей.
Стандартные турбины все сворачиваются при сильном ветре. Поскольку сворачивание требует действия против крутящего момента на лопасти, оно требует некоторой формы управления углом наклона, что достигается с помощью поворотного привода . Этот привод точно наклоняет лопасть, выдерживая высокие крутящие нагрузки. Кроме того, многие турбины используют гидравлические системы. Эти системы обычно подпружинены, так что в случае отказа гидравлической мощности лопасти автоматически сворачиваются. Другие турбины используют электрический серводвигатель для каждой лопасти. Они имеют резервную батарею на случай отказа сети. Небольшие ветряные турбины (менее 50 кВт) с переменным шагом обычно используют системы, работающие за счет центробежной силы, либо с помощью грузиков, либо геометрической конструкции, и избегают электрического или гидравлического управления.
Согласно отчету, финансируемому Центром Аткинсона по устойчивому будущему , существуют фундаментальные пробелы в управлении шагом, ограничивающие снижение затрат на энергию. В настоящее время снижение нагрузки сосредоточено на управлении шагом лопасти по всему размаху, поскольку отдельные двигатели шага являются исполнительными механизмами на коммерческих турбинах. Значительное снижение нагрузки было продемонстрировано в моделировании для лопастей, башни и трансмиссии. Однако необходимы дальнейшие исследования для увеличения захвата энергии и снижения усталостных нагрузок.
Метод управления, применяемый к углу тангажа, осуществляется путем сравнения выходной мощности со значением мощности при номинальной частоте вращения двигателя (опорная мощность, опорная Ps). Управление шагом осуществляется с помощью ПИ-регулятора. Для достаточно быстрой регулировки шага привод использует постоянную времени Tservo, интегратор и ограничители. Угол шага остается в пределах от 0° до 30° со скоростью изменения 10°/сек.
Как показано на рисунке справа, опорный угол тангажа сравнивается с фактическим углом тангажа b, а затем разница корректируется приводом. Опорный угол тангажа, который поступает от ПИ-регулятора, проходит через ограничитель. Ограничения важны для поддержания угла тангажа в реальном выражении. Ограничение скорости изменения особенно важно во время сетевых сбоев. Важность обусловлена тем, что контроллер решает, как быстро он может уменьшить аэродинамическую энергию, чтобы избежать ускорения во время ошибок. [3]
Современные крупные ветровые турбины работают на переменных скоростях. Когда скорость ветра падает ниже номинальной скорости турбины, крутящий момент генератора используется для управления скоростью ротора, чтобы захватить как можно больше энергии. Наибольшая мощность забирается, когда отношение скорости конца лопасти поддерживается постоянным на оптимальном значении (обычно между 6 и 7). Это означает, что скорость ротора увеличивается пропорционально скорости ветра. Разница между аэродинамическим крутящим моментом, захваченным лопастями, и приложенным крутящим моментом генератора управляет скоростью ротора. Если крутящий момент генератора ниже, ротор ускоряется, а если крутящий момент генератора выше, ротор замедляется. Ниже номинальной скорости ветра управление крутящим моментом генератора активно, в то время как шаг лопасти обычно удерживается под постоянным углом, который захватывает большую часть энергии, довольно плоско по отношению к ветру. Выше номинальной скорости ветра крутящий момент генератора обычно удерживается постоянным, в то время как шаг лопасти регулируется соответствующим образом.
Одним из методов управления синхронным двигателем с постоянными магнитами является управление с ориентацией по полю . Управление с ориентацией по полю представляет собой стратегию замкнутого контура, состоящую из двух регуляторов тока (внутренний контур и каскадный внешний контур), необходимых для управления крутящим моментом, и одного регулятора скорости.
В этой стратегии управления ток оси d поддерживается на нуле, в то время как векторный ток выравнивается с осью q , чтобы поддерживать угол крутящего момента на уровне 90 o . Это обычная стратегия управления, поскольку необходимо контролировать только ток Iqs. Уравнение крутящего момента генератора является линейным уравнением, зависящим только от тока Iqs.
Итак, электромагнитный крутящий момент при Ids = 0 (мы можем добиться этого с помощью контроллера оси d) теперь равен:
Таким образом, полная система преобразователя на стороне машины и каскадных контуров ПИ-регулятора представлена на рисунке. Управляющими входами являются коэффициенты заполнения m ds и m qs преобразователя с ШИМ-регулированием. Он отображает схему управления для ветряной турбины на стороне машины и одновременно то, как I ds стремится к нулю (уравнение крутящего момента линейно).
Большие турбины обычно активно контролируются, чтобы быть обращенными к направлению ветра, измеренному флюгером, расположенным на задней части гондолы . Минимизируя угол рыскания (несоответствие между направлением ветра и направлением турбины), выходная мощность максимизируется, а несимметричные нагрузки минимизируются. Однако, поскольку направление ветра меняется, турбина не следует строго за ветром и в среднем испытывает небольшой угол рыскания. Потери выходной мощности можно аппроксимировать снижением с ( cos (угол рыскания)) 3 . В частности, при низких и средних скоростях ветра рыскание может значительно снизить выходную мощность, при этом общие колебания ветра достигают 30°. При высоких скоростях ветра направление ветра менее изменчиво.
Торможение небольшой турбины может быть выполнено путем сброса энергии из генератора в блок резисторов , преобразуя кинетическую энергию в тепло. Этот метод полезен, если кинетическая нагрузка на генератор внезапно уменьшается или слишком мала, чтобы удерживать скорость турбины в допустимых пределах.
Циклическое торможение замедляет лопасти, что увеличивает эффект сваливания и снижает эффективность. Вращение можно поддерживать на безопасной скорости при более быстром ветре, сохраняя (номинальную) выходную мощность. Этот метод обычно не применяется на больших, подключенных к сети ветряных турбинах.
Механический барабанный тормоз или дисковый тормоз останавливает вращение в аварийных ситуациях, таких как экстремальные порывы ветра. Тормоз является вторичным средством удержания турбины в состоянии покоя для технического обслуживания, а система блокировки ротора является первичным средством. Такие тормоза обычно применяются только после того, как сворачивание лопастей и электромагнитное торможение снизили скорость турбины, поскольку механические тормоза могут вызвать пожар внутри гондолы, если они используются на полной скорости. Нагрузка на турбину увеличивается, если тормоз применяется на номинальных оборотах .
Турбины бывают разных размеров. Самые маленькие, мощностью менее 10 кВт, используются в домах, на фермах и в удаленных местах, тогда как средние ветровые турбины (10–250 кВт) полезны для электроснабжения деревень, гибридных систем и распределенной энергетики . Самой большой в мире ветровой турбиной по состоянию на 2021 год была турбина Vestas V236-15.0 МВт. Лопасти новой конструкции обеспечивают самую большую ометаемую площадь в мире с тремя лопастями по 115,5 метров (379 футов), что дает диаметр ротора 236 метров (774 фута). Ming Yang в Китае анонсировала более крупную конструкцию мощностью 16 МВт. [8] [9]
Для заданной скорости ветра масса турбины приблизительно пропорциональна кубу длины ее лопасти. Перехваченная ветровая мощность пропорциональна квадрату длины лопасти. [10] Максимальная длина лопасти турбины ограничена прочностью, жесткостью и транспортными соображениями.
Расходы на рабочую силу и техническое обслуживание растут медленнее, чем размер турбины, поэтому для минимизации затрат ветровые турбины в основном ограничены прочностью материалов и требованиями к месту установки.
Ветряные турбины коммунального масштаба имеют минимальные температурные рабочие пределы, которые применяются в районах с температурой ниже −20 °C (−4 °F). Турбины должны быть защищены от накопления льда, которое может сделать показания анемометра неточными и которое в некоторых конструкциях управления турбиной может вызвать высокие нагрузки на конструкцию и повреждения. Некоторые производители турбин предлагают низкотемпературные пакеты за дополнительную плату, которые включают внутренние нагреватели, различные смазочные материалы и различные сплавы для структурных элементов. Если низкие температуры сочетаются с условиями слабого ветра, турбине требуется внешний источник питания, эквивалентный нескольким процентам от ее номинальной мощности, для внутреннего обогрева. Например, ветряная электростанция St. Leon в Манитобе , Канада, имеет общую номинальную мощность 99 МВт и, по оценкам, нуждается в до 3 МВт (около 3% мощности) мощности обслуживания станции несколько дней в году при температурах до −30 °C (−22 °F). [ необходима цитата ]
В гондоле размещаются редуктор и генератор, соединяющий башню и ротор. Датчики определяют скорость и направление ветра, а двигатели поворачивают гондолу к ветру, чтобы максимизировать выходную мощность.
В обычных ветровых турбинах лопасти вращают вал, который через редуктор соединен с генератором. Редуктор преобразует скорость вращения лопастей (от 15 до 20 об/мин для турбины мощностью в один мегаватт) в 1800 (750-3600) об/мин, которые необходимы генератору для выработки электроэнергии. [11] Редукторы являются одним из самых дорогих компонентов для установки и обслуживания ветровых турбин. Аналитики из GlobalData подсчитали, что рынок редукторов вырос с 3,2 млрд долларов в 2006 году до 6,9 млрд долларов в 2011 году. Лидером рынка по производству редукторов в 2011 году была компания Winergy. [12] Использование магнитных редукторов было изучено как способ снижения затрат на обслуживание. [13]
Для больших горизонтально-осевых ветровых турбин (HAWT) генератор [14] устанавливается в гондоле наверху башни, за ступицей ротора. Старые ветровые турбины вырабатывают электроэнергию с помощью асинхронных машин, напрямую подключенных к сети. Редуктор снижает стоимость и вес генератора. Коммерческие генераторы имеют ротор, несущий обмотку, так что вращающееся магнитное поле создается внутри набора обмоток, называемых статором . В то время как вращающаяся обмотка потребляет долю процента выходной мощности генератора, регулировка тока поля позволяет хорошо контролировать выходное напряжение.
Изменяющаяся выходная частота и напряжение ротора могут быть согласованы с фиксированными значениями сети с использованием нескольких технологий, таких как двухпоточные индукционные генераторы или полноэффектные преобразователи, которые преобразуют ток переменной частоты в постоянный ток , а затем обратно в переменный ток с помощью инверторов . Хотя такие альтернативы требуют дорогостоящего оборудования и затрат на электроэнергию, турбина может захватывать значительно большую долю энергии ветра. Большинство из них имеют низкое напряжение 660 В, но некоторые морские турбины (несколько МВт) имеют среднее напряжение 3,3 кВ . [15]
В некоторых случаях, особенно в открытом море, большой коллекторный трансформатор преобразует переменный ток сети среднего напряжения ветряной электростанции в постоянный ток и передает энергию по силовому кабелю на береговую преобразовательную станцию постоянного тока высокого напряжения .
Гидравлические ветровые турбины выполняют регулировку частоты и крутящего момента редукторов с помощью гидравлической жидкости под давлением. Обычно действие турбины нагнетает жидкость с помощью гидравлического насоса в гондоле. Между тем, компоненты на земле могут преобразовывать это давление в энергию и рециркулировать рабочую жидкость. Обычно рабочей жидкостью, используемой в этом виде гидростатической трансмиссии, является масло, которое служит смазкой, уменьшая потери из-за трения в гидравлических агрегатах и допуская широкий диапазон рабочих температур. Однако в настоящее время изучаются другие концепции, которые включают использование воды в качестве рабочей жидкости, поскольку она широко распространена и экологична. [16]
Гидравлические турбины обеспечивают преимущества как для эксплуатационных, так и для капитальных затрат. Они могут использовать гидравлические агрегаты с переменным рабочим объемом, чтобы иметь бесступенчатую трансмиссию, которая адаптируется в реальном времени. Это развязывает скорость генератора со скоростью ротора, избегая остановки и позволяя эксплуатировать турбину с оптимальной скоростью и крутящим моментом. [17] Эта встроенная трансмиссия - это то, как эти гидравлические системы избегают необходимости в обычной коробке передач. Кроме того, гидравлическое преобразование энергии вместо механического обеспечивает демпфирующий эффект при колебаниях вращения, снижая усталость трансмиссии и улучшая структурную целостность турбины. Кроме того, использование жидкости под давлением вместо механических компонентов позволяет производить электрическое преобразование на земле, а не в гондоле: это снижает сложность обслуживания и уменьшает вес и центр тяжести турбины. [18] Исследования показывают, что эти преимущества могут привести к снижению на 3,9-18,9% нормированной стоимости энергии для морских ветровых турбин. [19]
Несколько лет назад Mitsubishi через свой филиал Artemis развернула Sea Angel, уникальную гидравлическую ветровую турбину в масштабе коммунального предприятия. Технология цифрового смещения прошла испытания на Sea Angel, ветровой турбине мощностью 7 МВт. Эта конструкция способна регулировать смещение центрального блока в ответ на неустойчивые скорости ветра, тем самым поддерживая оптимальную эффективность системы. [20] Тем не менее, эти системы являются более новыми и находятся на более ранних стадиях коммерциализации по сравнению с обычными редукторами. [21]
Ветровые турбины без редуктора (также называемые прямым приводом ) исключают необходимость в редукторе. Вместо этого вал ротора крепится непосредственно к генератору, который вращается с той же скоростью, что и лопасти.
Преимущества генераторов с прямым приводом на постоянных магнитах (PMDD) по сравнению с редукторными генераторами включают повышенную эффективность, снижение шума, более длительный срок службы, высокий крутящий момент при низких оборотах, более быстрое и точное позиционирование и жесткость привода. Генераторы PMDD «исключают редуктор-увеличитель скорости, который подвержен значительной накопленной усталостной нагрузке крутящего момента, связанным с этим проблемам надежности и расходам на техническое обслуживание». [22]
Чтобы компенсировать более медленную скорость вращения генератора с прямым приводом, диаметр ротора генератора увеличивается, чтобы он мог содержать больше магнитов для создания необходимой частоты и мощности. Ветряные турбины без редуктора часто тяжелее ветровых турбин с редуктором. Исследование ЕС показало, что надежность редуктора не является главной проблемой в ветровых турбинах. [ необходима цитата ] Надежность турбин с прямым приводом в открытом море до сих пор неизвестна, учитывая небольшой размер выборки.
Эксперты из Технического университета Дании подсчитали, что редукторный генератор с постоянными магнитами может потребовать 25 кг/МВт редкоземельного элемента неодима , тогда как безредукторный генератор может использовать 250 кг/МВт. [23]
В декабре 2011 года Министерство энергетики США объявило о критической нехватке редкоземельных элементов, таких как неодим. [24] Китай производит более 95% [24] : 9 редкоземельных элементов, в то время как Hitachi имеет более 600 патентов, охватывающих неодимовые магниты . [24] : 56 Турбины с прямым приводом требуют 600 кг материала постоянного магнита на мегаватт, что соответствует нескольким сотням килограммов содержания редкоземельных элементов на мегаватт, [24] : 20 поскольку содержание неодима оценивается в 31% от веса магнита. Гибридные трансмиссии (промежуточные между прямым приводом и традиционными редукторными) используют значительно меньше редкоземельных материалов. В то время как ветряные турбины с постоянными магнитами занимают всего около 5% рынка за пределами Китая, их доля на рынке внутри Китая оценивается в 25% или выше. [24] : 20 В 2011 году спрос на неодим в ветряных турбинах оценивался в 1/5 от спроса на электромобили. [24] : 91
Соотношение между скоростью лопасти и скоростью ветра называется отношением скорости кончика лопасти . Высокоэффективные 3-лопастные турбины имеют отношение скорости кончика лопасти к скорости ветра от 6 до 7. Ветровые турбины вращаются с различной скоростью (следствие конструкции их генератора). Использование алюминия и композитных материалов способствовало низкой инерции вращения , что означает, что более новые ветряные турбины могут быстро ускоряться, если ветер усиливается, сохраняя отношение скорости кончика лопасти более постоянным. Работая ближе к оптимальному отношению скорости кончика лопасти во время энергичных порывов ветра, ветряные турбины могут улучшить улавливание энергии от внезапных порывов.
Шум увеличивается с конической скоростью. Увеличение конической скорости без увеличения шума приведет к снижению крутящего момента в коробке передач и генераторе, что снизит структурные нагрузки, тем самым снизив стоимость. [3] Снижение шума связано с детальной аэродинамикой лопасти, особенно с факторами, которые уменьшают резкое сваливание. Невозможность предсказать сваливание ограничивает использование агрессивной аэродинамики. [3] Некоторые лопасти (в основном на Enercon ) имеют крылышко для повышения производительности и снижения шума. [25]
Лопасть может иметь аэродинамическое качество 120, [26] по сравнению с 70 для планера и 15 для авиалайнера. [27]
В простых конструкциях лопасти напрямую прикручены к ступице и не могут наклоняться, что приводит к аэродинамическому срыву выше определенных скоростей ветра. В более сложных конструкциях они прикручены к подшипнику наклона , который регулирует их угол атаки с помощью системы наклона в соответствии со скоростью ветра. [28] Управление наклоном осуществляется гидравлическими или электрическими системами ( батарея или ультраконденсатор ). [29] Подшипник наклона прикручен к ступице. Ступица закреплена на валу ротора, который приводит в движение генератор напрямую или через редуктор.
Количество лопастей выбирается с учетом аэродинамической эффективности, стоимости компонентов и надежности системы. На уровень шума влияет расположение лопастей по ветру или против ветра от башни и скорость ротора. Учитывая, что уровень шума от задних кромок и кончиков лопастей изменяется в 5-й степени скорости лопасти, небольшое увеличение скорости кончика значительно увеличивает шум.
Ветровые турбины почти повсеместно используют либо две, либо три лопасти. Однако патенты представляют конструкции с дополнительными лопастями, например, многоблочная роторная лопастная система Чана Шина. [30] Аэродинамическая эффективность увеличивается с количеством лопастей, но с убывающей отдачей. Увеличение с одной до двух дает шесть процентов увеличения, в то время как увеличение с двух до трех дает дополнительные три процента. [31] Дальнейшее увеличение количества лопастей дает минимальные улучшения и слишком много жертвует жесткостью лопастей, поскольку лопасти становятся тоньше. [ необходима цитата ]
Теоретически, бесконечное число лопастей нулевой ширины является наиболее эффективным, работающим при высоком значении коэффициента скорости кончика лопасти, но это непрактично. [32]
Расходы на компоненты, на которые влияет количество лопастей, в первую очередь связаны с материалами и изготовлением ротора турбины и трансмиссии. [33] Как правило, чем меньше количество лопастей, тем ниже затраты на материалы и изготовление. Кроме того, меньшее количество лопастей обеспечивает более высокую скорость вращения. Требования к жесткости лопастей для предотвращения помех от башни ограничивают толщину лопастей, но только когда лопасти находятся против ветра от башни; отклонение в машине, расположенной по ветру, увеличивает зазор башни. Меньшее количество лопастей с более высокой скоростью вращения снижает пиковый крутящий момент в трансмиссии, что приводит к снижению затрат на коробку передач и генератор.
Надежность системы зависит от количества лопастей, в первую очередь, через динамическую нагрузку ротора на приводную систему и башенные системы. При выравнивании ветряной турбины с изменениями направления ветра (рыскание) каждая лопасть испытывает циклическую нагрузку на своем корневом конце в зависимости от положения лопасти. Однако эти циклические нагрузки при объединении на валу приводной системы симметрично сбалансированы для трех лопастей, что обеспечивает более плавную работу во время рыскания. Турбины с одной или двумя лопастями могут использовать поворотную качающуюся ступицу, чтобы почти исключить циклические нагрузки на приводной вал и систему во время рыскания. В 2012 году в Дании была испытана китайская двухлопастная турбина мощностью 3,6 МВт. [34]
Эстетика является фактором, влияющим на то, что трехлопастной ротор выглядит более привлекательно, чем одно- или двухлопастной ротор. [ необходима цитата ]
В целом материалы должны соответствовать следующим критериям:
Металлы нежелательны из-за их уязвимости к усталости. Керамика имеет низкую вязкость разрушения, что приводит к раннему выходу лезвия из строя. Традиционные полимеры недостаточно жесткие, чтобы быть полезными, а древесина имеет проблемы с повторяемостью, особенно учитывая длину лезвия. Это оставляет армированные волокнами композиты, которые обладают высокой прочностью и жесткостью и низкой плотностью. [ необходима цитата ]
Деревянные и парусиновые паруса использовались на ранних ветряных мельницах из-за их низкой цены, доступности и простоты изготовления. Меньшие лопасти могут быть изготовлены из легких металлов, таких как алюминий . Однако эти материалы требуют частого обслуживания. Конструкция из дерева и парусины ограничивает форму аэродинамического профиля плоской пластиной, которая имеет относительно высокое отношение сопротивления к захваченной силе (низкая аэродинамическая эффективность) по сравнению со сплошными аэродинамическими профилями. Конструкция сплошных аэродинамических конструкций требует негибких материалов, таких как металлы или композиты . Некоторые лопасти включают в себя молниеотводы.
Увеличение длины лопасти увеличило выработку электроэнергии с одного мегаватта до более чем 10 мегаватт. Большая площадь эффективно увеличивает отношение скорости кончика к скорости при заданной скорости ветра, тем самым увеличивая извлечение энергии. [36] Программное обеспечение, такое как HyperSizer (первоначально разработанное для проектирования космических аппаратов), может использоваться для улучшения конструкции лопасти. [37] [38]
По состоянию на 2015 год диаметр ротора лопастей наземных ветряных турбин достиг 130 метров, [39] в то время как диаметр морских турбин достигал 170 метров. [40] В 2001 году, по оценкам, в лопастях ветряных турбин было использовано 50 миллионов килограммов стеклопластикового ламината. [41]
Важной целью является контроль веса лопасти. Поскольку масса лопасти масштабируется как куб радиуса турбины, гравитационная нагрузка ограничивает системы с большими лопастями. [42] Гравитационные нагрузки включают осевые и растягивающие/сжимающие нагрузки (верх/низ вращения), а также изгибающие (боковые положения). Величина этих нагрузок колеблется циклически, а моменты на ребре (см. ниже) меняются на противоположные каждые 180° вращения. Типичные скорости ротора и проектный срок службы составляют ~10 и 20 лет соответственно, при числе оборотов за весь срок службы порядка 10^8. Принимая во внимание ветер, ожидается, что лопасти турбины пройдут ~10^9 циклов нагрузки.
Ветер — еще один источник нагрузки на лопасти ротора. Подъемная сила вызывает изгиб в плоском направлении (вне плоскости ротора), в то время как поток воздуха вокруг лопасти вызывает изгиб по кромке (в плоскости ротора). Изгиб закрылков вызывает растяжение на стороне давления (против ветра) и сжатие на стороне всасывания (по ветру). Изгиб по кромке вызывает растяжение на передней кромке и сжатие на задней кромке.
Ветровые нагрузки цикличны из-за естественной изменчивости скорости ветра и сдвига ветра (более высокие скорости в верхней точке вращения).
Отказ при предельной нагрузке лопастей ротора ветряной турбины, подверженных воздействию ветра и силы тяжести, является видом отказа, который необходимо учитывать при проектировании лопастей ротора. Скорость ветра, вызывающая изгиб лопастей ротора, демонстрирует естественную изменчивость, как и реакция напряжения в лопастях ротора. Кроме того, сопротивление лопастей ротора с точки зрения их прочности на растяжение демонстрирует естественную изменчивость. [43] Учитывая увеличение размера производственных ветряных турбин, отказы лопастей становятся все более актуальными при оценке рисков общественной безопасности от ветряных турбин. Наиболее распространенным отказом является потеря лопасти или ее части. [44] Это необходимо учитывать при проектировании.
В свете этих видов отказов и все более крупных систем лопастей исследователи ищут экономически эффективные материалы с более высоким отношением прочности к массе. [35]
Большинство коммерческих лопастей ветряных турбин изготавливаются из армированных волокном полимеров (FRP), которые представляют собой композиты, состоящие из полимерной матрицы и волокон. Длинные волокна обеспечивают продольную жесткость и прочность, а матрица обеспечивает трещиностойкость, прочность на расслоение, прочность вне плоскости и жесткость. [35] Индексы материалов, основанные на максимизации энергоэффективности, высокой трещиностойкости, усталостной стойкости и термической стабильности, являются самыми высокими для стеклопластиков и пластиков, армированных углеродным волокном (GFRP и CFRP). [45]
В лопатках турбин используются матрицы, такие как термореактивные пластики или термопласты ; по состоянию на 2017 год термореактивные пластики более распространены. [46] Они позволяют связывать волокна вместе и повышать прочность. Термореактивные пластики составляют 80% рынка [ когда? ] , поскольку они имеют более низкую вязкость, а также допускают низкотемпературное отверждение, обе особенности способствуют простоте обработки во время производства. Термопластики предлагают возможность вторичной переработки, чего нет у термореактивных пластиков, однако их температура обработки и вязкость намного выше, что ограничивает размер и консистенцию продукта, что важно для больших лопаток. Вязкость разрушения у термопластиков выше, но усталостное поведение хуже. [47]
Изготовление лопастей в диапазоне от 40 до 50 метров включает проверенные технологии изготовления композитных материалов из стекловолокна. Такие производители, как Nordex SE и GE Wind, используют процесс инфузии. Другие производители изменяют эту технологию, некоторые включают углерод и дерево со стекловолокном в эпоксидной матрице. Другие варианты включают предварительно пропитанное («препрег») стекловолокно и вакуумное литье смолы. Каждый из этих вариантов использует армированный стекловолокном полимерный композит, сконструированный с различной сложностью. Возможно, самой большой проблемой открытых формовочных систем с мокрым способом являются выбросы, связанные с выделяемыми летучими органическими соединениями («ЛОС»). Предварительно пропитанные материалы и методы инфузии смолы содержат все ЛОС, однако эти ограниченные процессы имеют свои проблемы, поскольку производство толстых ламинатов, необходимых для структурных компонентов, становится более сложным. В частности, проницаемость смолы преформы диктует максимальную толщину ламината; также требуется удаление жидкости для устранения пустот и обеспечения надлежащего распределения смолы. [41] Одним из решений распределения смолы является использование частично пропитанного стекловолокна. Во время вакуумирования сухая ткань обеспечивает путь для потока воздуха, а после приложения тепла и давления смола может поступать в сухую область, в результате чего образуется равномерно пропитанная ламинированная структура. [41]
Композиты на основе эпоксидной смолы имеют экологические, производственные и стоимостные преимущества по сравнению с другими смоляными системами. Эпоксидные смолы также позволяют сократить циклы отверждения, повысить долговечность и улучшить качество поверхности. Операции с препрегом еще больше сокращают время обработки по сравнению с мокрыми системами укладки. Когда лопатки турбины прошли 60 метров, методы инфузии стали более распространенными, поскольку традиционное время впрыскивания при литьевом прессовании смолы слишком велико по сравнению со временем установки смолы, что ограничивает толщину ламината. Инъекция продавливает смолу через более толстый слой, таким образом, откладывая смолу в структуре ламината до того, как произойдет гелеобразование. Были разработаны специализированные эпоксидные смолы для настройки сроков службы и вязкости. [49]
Усиленные углеродным волокном несущие лонжероны могут уменьшить вес и увеличить жесткость. Использование углеродных волокон в 60-метровых лопастях турбины, как предполагается, снижает общую массу лопасти на 38% и снижает стоимость на 14% по сравнению со 100% стекловолокном. Углеродные волокна имеют дополнительное преимущество в виде уменьшения толщины секций стеклопластикового ламината, что дополнительно решает проблемы, связанные с смачиванием смолой толстых секций укладки. Ветровые турбины выигрывают от тенденции снижения стоимости углеродного волокна. [41]
Хотя стеклянные и углеродные волокна обладают многими оптимальными качествами, к их недостаткам можно отнести тот факт, что высокая доля наполнителя (10-70% по весу) приводит к увеличению плотности, а также к микроскопическим дефектам и пустотам, которые могут привести к преждевременному выходу из строя. [35]
Углеродные нанотрубки (УНТ) могут усиливать нанокомпозиты на основе полимеров. УНТ можно выращивать или наносить на волокна или добавлять в полимерные смолы в качестве матрицы для структур FRP. Использование наноразмерных УНТ в качестве наполнителя вместо традиционного микроразмерного наполнителя (такого как стеклянные или углеродные волокна) приводит к получению нанокомпозитов УНТ/полимер, свойства которых могут быть значительно изменены при низком содержании наполнителя (обычно < 5 вес.%). Они имеют низкую плотность и улучшают модуль упругости, прочность и вязкость разрушения полимерной матрицы. Добавление УНТ в матрицу также уменьшает распространение межслойных трещин. [35]
Исследования недорогого углеродного волокна (LCCF) в Национальной лаборатории Оук-Ридж привлекли внимание в 2020 году, поскольку оно может смягчить структурные повреждения от ударов молнии. [50] На ветряных турбинах из стекловолокна защита от ударов молнии (LSP) обычно добавляется сверху, но это фактически мертвый груз с точки зрения структурного вклада. Использование проводящего углеродного волокна может избежать добавления этого дополнительного веса.
Некоторые полимерные композиты обладают свойствами самовосстановления. [51] Поскольку лопатки турбины образуют трещины от усталости из-за повторяющихся циклических напряжений, самовосстанавливающиеся полимеры привлекательны для этого применения, поскольку они могут повысить надежность и буферизировать различные дефекты, такие как расслоение. Встраивание покрытых парафином медных проводов в армированный волокном полимер создает сеть трубок. Используя катализатор, эти трубки и дициклопентадиен (DCPD) затем реагируют, образуя термореактивный полимер, который ремонтирует трещины по мере их образования в материале. По состоянию на 2019 год этот подход еще не является коммерческим.
Дальнейшее улучшение возможно за счет использования углеродных нановолокон (CNF) в покрытиях лопастей. Основной проблемой в условиях пустыни является эрозия передних кромок лопастей ветром с песком, что увеличивает шероховатость и снижает аэродинамические характеристики. Сопротивление эрозии частиц армированных волокном полимеров плохое по сравнению с металлическими материалами и эластомерами. Замена стекловолокна на CNF на композитной поверхности значительно повышает сопротивление эрозии. CNF обеспечивают хорошую электропроводность (важно для ударов молнии), высокий коэффициент демпфирования и хорошую ударопрочность и сопротивление трению. [52] [53]
Для ветряных турбин, особенно тех, которые находятся в открытом море или во влажной среде, также происходит эрозия базовой поверхности. Например, в холодном климате на лопастях может образовываться лед и увеличивать шероховатость. На высоких скоростях такое же эрозионное воздействие может оказывать дождевая вода. Полезное покрытие должно обладать хорошей адгезией, температурной устойчивостью, устойчивостью к погодным условиям (чтобы противостоять эрозии от соли, дождя, песка и т. д.), механической прочностью, устойчивостью к ультрафиолетовому излучению и иметь противообледенительные и огнезащитные свойства. Наряду с этим покрытие должно быть дешевым и экологически чистым. [54]
Супергидрофобные поверхности (SHS) заставляют капли воды собираться в шарики и скатываться с лезвий. [55] SHS предотвращает образование льда, вплоть до -25 C, поскольку изменяет процесс образования льда.; [56] в частности, на SHS образуются небольшие ледяные острова, в отличие от большого ледяного фронта. Кроме того, из-за уменьшенной площади поверхности от гидрофобной поверхности аэродинамические силы на лезвии позволяют этим островам скользить по лезвию, поддерживая надлежащую аэродинамику. SHS можно комбинировать с нагревательными элементами для дальнейшего предотвращения образования льда.
Повреждения от молнии в течение 25-летнего срока службы [57] варьируются от поверхностного ожога и растрескивания ламинированного материала до разрывов лезвия или полного разделения клея, который удерживает лезвие вместе. [57] Чаще всего удары молнии можно наблюдать на кончиках лезвий, особенно в дождливую погоду из-за встроенной медной проводки. [58] Наиболее распространенным методом противодействия, особенно в непроводящих материалах лезвий, таких как стеклопластик и углепластик, является добавление «молниеотводов», которые представляют собой металлические провода, которые заземляют лезвие, полностью минуя лезвия и коробку передач. [58]
Лопасти ветряных турбин обычно требуют ремонта через 2–5 лет. Известные причины повреждения лопастей возникают из-за производственных дефектов, транспортировки, сборки, установки, ударов молнии, износа окружающей среды, термоциклирования , эрозии передней кромки или усталости . Из-за композитного материала лопасти и ее функции методы ремонта , используемые в аэрокосмической промышленности, часто применяются или обеспечивают основу для базового ремонта. [59]
В зависимости от характера повреждения подход к ремонту лопастей может различаться. Ремонт и защита от эрозии включают покрытия, ленты или щитки. Структурный ремонт требует приклеивания или крепления нового материала к поврежденному участку. [60] Неструктурные матричные трещины и расслоения требуют заполнения и герметизации или инъекций смолы. Если их игнорировать, незначительные трещины или расслоения могут распространяться и вызывать структурные повреждения.
Были определены четыре зоны с соответствующими потребностями в ремонте:
После нескольких последних десятилетий быстрого расширения ветроэнергетики по всему миру ветряные турбины стареют. Это старение влечет за собой расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание (O&M), которые увеличиваются по мере приближения срока службы турбин. Если повреждения лопастей не обнаруживаются вовремя, производство электроэнергии и срок службы лопастей сокращаются. [61] По оценкам, 20–25 % от общей приведенной стоимости за кВтч приходится только на O&M лопастей.
Глобальный совет по ветроэнергетике (GWEC) предсказал, что к 2030 году ветроэнергетика будет поставлять 28,5% мировой энергии. [62] Для этого требуется более новый и большой парк более эффективных турбин и соответствующий вывод из эксплуатации старых. Согласно исследованию Европейской ассоциации ветроэнергетики , в 2010 году для производства лопастей было использовано от 110 до 140 килотонн композитов. [63] Большая часть материала лопастей оказывается отходами и требует переработки. По состоянию на 2020 год большинство отслуживших лопастей складируются или отправляются на свалки, а не перерабатываются. [64] Обычно полимеры, армированные стекловолокном (GFRP), составляют около 70% ламинированного материала в лопасти. GFRP не горючи и поэтому препятствуют сжиганию горючих материалов. [65] Поэтому традиционные методы переработки нецелесообразны. В зависимости от того, подлежат ли восстановлению отдельные волокна, переработка стеклопластика может включать:
Стартап Global Fiberglass Solutions заявил в 2020 году, что у него есть метод переработки лезвий в гранулы и древесноволокнистые плиты для использования в напольных покрытиях и стенах. Компания начала производить образцы на заводе в Суитвотере, штат Техас. [69]
Скорость ветра увеличивается на больших высотах из-за поверхностного аэродинамического сопротивления (землей или водными поверхностями) и вязкости воздуха. Изменение скорости с высотой, называемое сдвигом ветра , наиболее драматично вблизи поверхности. Обычно изменение следует степенному закону профиля ветра , который предсказывает, что скорость ветра увеличивается пропорционально седьмому корню высоты. Таким образом, удвоение высоты турбины увеличивает ожидаемую скорость ветра на 10%, а ожидаемую мощность на 34%. Чтобы избежать выпучивания , удвоение высоты башни обычно требует удвоения диаметра башни, увеличивая количество материала как минимум в четыре раза.
Ночью или когда атмосфера становится стабильной, скорость ветра вблизи земли обычно снижается, тогда как на высоте ступицы турбины она не сильно снижается или даже может увеличиться. В результате скорость ветра выше, и турбина будет вырабатывать больше энергии, чем ожидается по закону 1/7: удвоение высоты может увеличить скорость ветра на 20–60%. Стабильная атмосфера вызвана радиационным охлаждением поверхности и распространена в умеренном климате: обычно это происходит, когда ночью (частично) ясное небо. Когда (высотный) ветер сильный (скорость ветра на высоте 10 метров выше примерно 6–7 м/с), стабильная атмосфера нарушается из-за турбулентности трения, и атмосфера становится нейтральной. Дневная атмосфера либо нейтральна (нет чистой радиации; обычно с сильными ветрами и сильной облачностью), либо нестабильна (поднимающийся воздух из-за нагрева земли — солнцем). Закон 1/7 является хорошим приближением профиля ветра. По оценкам, в Индиане мощность ветра составляет 30 000 МВт, но увеличение ожидаемой высоты турбины с 50 м до 70 м увеличило мощность ветра до 40 000 МВт, а на высоте 100 м она может быть удвоена. [70]
Для HAWT высота башни примерно в два-три раза больше длины лопасти, что позволяет сбалансировать материальные затраты башни с более эффективным использованием более дорогих активных компонентов.
Дорожные ограничения затрудняют транспортировку башни диаметром более 4,3 м. Шведские анализы показали, что нижний конец крыла должен быть не менее чем на 30 м выше верхушек деревьев. [71] Турбина мощностью 3 МВт может увеличить выработку с 5000 МВт·ч до 7700 МВт·ч в год, поднявшись с 80 до 125 метров. [72] Профиль башни, изготовленный из соединенных оболочек, а не цилиндров, может иметь больший диаметр и по-прежнему быть транспортируемым. 100-метровый прототип башни с 18-миллиметровыми «дощатыми» оболочками, скрепленными болтами TC , в испытательном центре ветряных турбин Ховсёре в Дании был сертифицирован Det Norske Veritas с гондолой Siemens . Элементы оболочки могут быть отправлены в стандартных 12-метровых транспортных контейнерах . [71] [73] [74]
По состоянию на 2003 год типичные современные установки ветряных турбин использовали башни высотой 65 метров (213 футов). Высота обычно ограничена доступностью кранов . Это привело к предложениям о «частично самоустанавливающихся ветряных турбинах», которые при заданном доступном кране позволяют устанавливать более высокие башни, размещающие турбину в условиях более сильных и устойчивых ветров, и «самоустанавливающихся ветряных турбин», которые можно устанавливать без кранов. [75] [76] [77] [78]
В настоящее время большинство ветряных турбин поддерживаются коническими трубчатыми стальными башнями. Эти башни составляют 30% - 65% веса турбины и, следовательно, на них приходится большой процент транспортных расходов. Использование более легких материалов для башен может снизить общую стоимость транспортировки и строительства, при условии сохранения устойчивости. [79] Сталь более высокого класса S500 стоит на 20% -25% дороже, чем сталь S335 (стандартная конструкционная сталь ), но для нее требуется на 30% меньше материала из-за ее повышенной прочности. Поэтому замена башен ветряных турбин на сталь S500 обеспечивает экономию веса и стоимости. [80]
Другим недостатком конических стальных башен является соответствие требованиям ветряных турбин высотой более 90 метров. Высокопрочный бетон может увеличить высоту башни и продлить срок службы. Гибрид предварительно напряженного бетона и стали улучшает производительность по сравнению со стандартной трубчатой сталью при высоте башни 120 метров. [81] Бетон также позволяет собирать небольшие сборные секции на месте. [82] Одним из недостатков бетонных башен является более высокий уровень CO
2Выбросы при производстве бетона. Однако общее воздействие на окружающую среду должно быть положительным, если бетонные башни смогут удвоить срок службы ветряных турбин. [83]
Древесина — еще одна альтернатива: 100-метровая башня, поддерживающая турбину мощностью 1,5 МВт, работает в Германии. Деревянная башня имеет те же транспортные преимущества, что и сегментированная стальная башня, но без стали. [84] [85] Турбина мощностью 2 МВт на деревянной башне начала работать в Швеции в 2023 году. [86]
Другой подход заключается в формировании башни на месте с помощью спиральной сварки прокатанной листовой стали. Башни любой высоты и диаметра могут быть сформированы таким образом, устраняя ограничения, обусловленные транспортными требованиями. Завод может быть построен за один месяц. Разработчик заявляет о 80% экономии рабочей силы по сравнению с традиционными подходами. [87]
Ветряные турбины, подключенные к сети, до 1970-х годов имели фиксированную скорость. Еще в 2003 году почти все ветряные турбины, подключенные к сети, работали с постоянной скоростью (синхронные генераторы) или в пределах нескольких процентов от постоянной скорости (индукционные генераторы). [88] [89] По состоянию на 2011 год многие турбины использовали индукционные генераторы с фиксированной скоростью (FSIG). [90] К тому времени большинство недавно подключенных турбин имели переменную скорость . [90]
Ранние системы управления были разработаны для извлечения пиковой мощности, также называемой отслеживанием точки максимальной мощности — они пытались извлечь максимальную мощность из заданной ветровой турбины при текущих ветровых условиях. [ необходима цитата ] Более поздние системы намеренно извлекают меньше максимальной мощности в большинстве случаев, чтобы обеспечить другие преимущества, которые включают в себя:
Генератор вырабатывает переменный ток (AC). Наиболее распространенным методом в больших современных турбинах является использование индукционного генератора с двойным питанием , напрямую подключенного к сети. Некоторые турбины приводят в действие преобразователь переменного тока в переменный ток , который преобразует переменный ток в постоянный ток (DC) с помощью выпрямителя , а затем обратно в переменный ток с помощью инвертора , чтобы соответствовать частоте и фазе сети.
Полезный метод подключения PMSG к сети — через встречно-обратный преобразователь. Схемы управления могут достичь единичного коэффициента мощности при подключении к сети. Таким образом, ветряная турбина не потребляет реактивную мощность, что является наиболее распространенной проблемой турбин, использующих индукционные машины. Это приводит к более стабильной энергосистеме. Более того, с различными схемами управления турбина PMSG может вырабатывать или потреблять реактивную мощность. Таким образом, она может работать как динамический конденсатор / индукторный блок, помогая обеспечить стабильность сети.
На схеме показана схема управления для единичного коэффициента мощности:
Регулирование реактивной мощности состоит из одного ПИ-регулятора для достижения работы с единичным коэффициентом мощности (т.е. Q grid = 0). I dN необходимо регулировать для достижения нуля в установившемся режиме (I dNref = 0).
Полная система преобразователя на стороне сети и каскадных контуров ПИ-регулятора показана на рисунке.
По мере увеличения использования ветряных турбин увеличилось и число компаний, которые помогают в планировании и строительстве ветряных турбин. Чаще всего детали турбин отправляются по морю или по железной дороге, а затем на грузовике к месту установки. Из-за огромного размера задействованных компонентов компаниям обычно необходимо получать разрешения на транспортировку и гарантировать, что выбранный маршрут перевозки свободен от потенциальных препятствий, таких как путепроводы, мосты и узкие дороги. Группы, известные как «разведывательные группы», разведывают путь за год вперед, выявляя проблемные дороги, вырубая деревья и перемещая опоры электропередач. Лопасти турбин продолжают увеличиваться в размерах, что иногда требует совершенно новых логистических планов, поскольку ранее используемые маршруты могут не позволять использовать лопасти большего размера. Специализированные транспортные средства, известные как прицепы Schnabel, специально разработаны для загрузки и транспортировки секций турбин: секции башни можно загружать без крана, а задняя часть прицепа управляемая, что облегчает маневрирование. Водители должны пройти специальную подготовку. [96]
Ветровые турбины по своей природе являются очень высокими, тонкими конструкциями, [97], и это может вызвать ряд проблем при рассмотрении структурного проектирования фундаментов . Фундаменты для обычных инженерных сооружений в основном предназначены для передачи вертикальной нагрузки (собственного веса) на землю, что обычно позволяет использовать сравнительно несложные конструкции. Однако в случае ветряных турбин сила взаимодействия ветра с ротором наверху башни создает сильную тенденцию к опрокидыванию ветряной турбины. Этот режим нагрузки приводит к тому, что к фундаменту ветряной турбины прикладываются большие моментные нагрузки . В результате при проектировании фундаментов необходимо уделять значительное внимание, чтобы гарантировать, что фундамент будет противостоять этой тенденции опрокидывания. [98]
Одним из наиболее распространенных оснований для морских ветровых турбин является монопила , одиночная трубчатая стальная свая большого диаметра (от 4 до 6 метров), забитая на глубину в 5-6 раз больше диаметра сваи в морское дно. Сцепление почвы и трение между сваей и почвой обеспечивают необходимую структурную поддержку для ветровой турбины. [99]
В наземных турбинах наиболее распространенным типом фундамента является гравитационный фундамент, где большая масса бетона, распределенная по большой площади, используется для сопротивления нагрузкам турбины. Размер и тип ветровой турбины, ветровые условия и состояние почвы на месте являются определяющими факторами при проектировании фундамента. [100] Предварительно напряженные сваи или скальные анкеры являются альтернативными конструкциями фундамента, которые используют гораздо меньше бетона и стали. [101]
Ветряная турбина — сложная и интегрированная система. Структурные элементы составляют большую часть веса и стоимости. Все части конструкции должны быть недорогими, легкими, прочными и технологичными, выдерживающими переменные нагрузки и условия окружающей среды. Турбинные системы с меньшим количеством отказов [104] требуют меньшего обслуживания, легче и служат дольше, что снижает затраты.
Основные части турбины делятся следующим образом: башня 22%, лопасти 18%, редуктор 14%, генератор 8%. [105] [106]
Технические характеристики конструкции турбины содержат кривую мощности и гарантию доступности . Оценка ветровых ресурсов позволяет рассчитать коммерческую жизнеспособность. [1] Типичный диапазон рабочих температур составляет от −20 до 40 °C (от −4 до 104 °F). В районах с экстремальным климатом (например, Внутренняя Монголия или Раджастхан ) требуются климатически-специфические версии.
Ветровые турбины могут быть спроектированы и проверены в соответствии со стандартами IEC 61400. [107]
RDS-PP (Reference Designation System for Power Plants) — это стандартизированная система, используемая во всем мире для создания структурированной иерархии компонентов ветряных турбин. Это облегчает обслуживание турбины и снижает эксплуатационные расходы, и используется на всех этапах создания турбины. [108]
{{cite journal}}: CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка )оценкам, почти 30% всех ветряных турбин в мире оснащены системами ультраконденсаторов.
{{cite journal}}: Цитировать журнал требует |journal=( помощь ){{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка )