Н. И. Богатырев
А. В. Винников
В. Л. Лихачев
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ
И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ
ИСТОЧНИКИ
ЭНЕРГИИ
Профобразование

ПРОФОБРАЗОВАНИЕ
Н. И. Богатырев
А. В. Винников
В. Л. Лихачев
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ
И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ
ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
Монография
Краснодар
2016

2
УДК 620.9(075.8)
ББК 31.15 я73
Б73
Рецензенты:
Г.В . Никитенко – заведующий кафедрой применения
электроэнергии в сельском хозяйстве Ставропольского
государственного аграрного университета, доктор технических наук,
профессор;
И.В . Юдаев – заместитель директора по научной работе
Азово- Черноморского инженерного института Донского ГАУ, доктор
технических наук, доцент.
Богатырев Н.И ., Винников А.В ., Лихачев В.Л .
Б73 Альтернативные и возобновляемые источники энергии: монография
/ Н.И . Богатырев, А.В. Винников, В.Л . Лихачев – Краснодар: КубГАУ,
2016. – 464 с.: ил.
ISBN 978-5 -9908993 -6 -0
В монографии рассмотрены основы теории и энергетические характе-
ристики альтернативных и возобновляемых источников: ветра, потоков во-
ды, солнечного излучения и способы их преобразования в электрическую
энергию. Значительное внимание уделено вопросам повышения эффектив-
ности преобразования первичных энергоресурсов и рациональному постро-
ению автономных систем электроснабжения небольшой мощности.
Приведены конструкции современных асинхронных и бесконтактных
синхронных генераторов, разработанных учеными Кубанского ГАУ.
Для научных и инженерно-технических работников, занимающихся ре-
шением проблемы использования нетрадиционных и возобновляемых ис-
точников энергии.
Материал будет востребован студентами, осваивающими соответ-
ствующие образовательные программы, а также для подготовки к прохож-
дению государственной итоговой аттестации.
УДК 621.316. (021)
ББК 31.264 Я73
© Богатырев Н.И., Винников А.В .,
© Лихачев В.Л. 2016
ISBN 978-5-9908993 -6-0
© ФГБОУ ВО «Кубанский государ-
ственный аграрный университет
имени И.Т. Трубилина», 2016

3
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ........................................................................ 3
ВВЕДЕНИЕ............................................................................. 5
1 ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ ТЕРРИТОРИЙ
И УСЛОВИЯ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ.......................................... 10
1.1 Энергия, энергоносители......................................................... 10
1.2 Потенциал ветровой энергетики.............................................
18
1.3 Потенциал солнечной энергетики............................................. 21
1.4 Потенциал геотермальной энергетики....................................
24
1.5 Гидроэнергетический потенциал России...................................
26
1.6 Энергетический потенциал биомассы....................................... 29
1.7 Экологические проблемы использования нетрадиционных и
возобновляемых источников энергии.........................................
30
2 ВЕТРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА........................................................ 39
2.1 Энергия ветра........................................................................
39
2.2 Некоторые режимы работы ветроколеса.................................
53
2.3 Теория идеального ветроколеса...............................................
56
2.4 Теория реального ветроколеса................................................
56
2.4.1 Работа элементарных лопастей колеса. Первое уравнение
связи......................................................................................
56
2.4.2 Второе уравнение связи..........................................................
63
2.4.3 Момент и мощность всего ветродвигателя.............................
65
2.4.4 Потери ветряных двигателей................................................. 67
3 КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ВЕТРЯНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
И УСТАНОВОК........................................................................ 71
3.1 Классификация ветродвигателей по принципу работы..............
71
3.2 Конструкция крыльчатых ветроустановок................................ 79
3.3 Ориентация ветроколеса на ветер.......................................... 91
3.4 Система регулирования мощности...........................................
102
3.5 Парусные ветроустановки.......................................................
109
3.6 Ветроустановки с вертикальным валом...................................
110
3.7 Энергетические характеристики ротора Дарье........................ 120
3.7.1 Зависимость энергетических характеристик от параметров
ветротурбины........................................................................
122
3.7.2 Запуск ротора Дарье...............................................................
126
4 ГЕЛИОЭНЕРГЕТИКА............................................................... 128
4.1 Солнечное излучение...............................................................
128
4.2 Классификация солнечных энергетических установок................
133
4.3 Основные направления использования солнечной энергии...........
133
4.4 Фотоэлектрические преобразователи......................................
146
4.5 Фотоэлектрический элемент, фотоэлектрический модуль
и батарея...............................................................................
159
4.6 Вольтамперные характеристики солнечного модуля.................
165
5 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ ВОДНЫХ РЕСУРСОВ.................. 168

4
5.1 Гидроэнергетические установки..............................................
169
5.2 Малая гидроэнергетика в децентрализованном
электроснабжении..................................................................
173
5.2.1 Гидроэлектростанции на малых водотоках...............................
173
5.2.2 Типы гидротурбин для микро ГЭС............................................. 179
5.2.3 Выбор места установки электростанции.................................
190
5.3 Оборудование малой гидроэнергетики......................................
194
6 ЭНЕРГИЯ ПРИЛИВОВ И ОТЛИВОВ.......................................... 196
7 ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ ВОЛН....................................... 204
8 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗБЫТОЧНОЙ ЭНЕРГИИ ГАЗА В
ГАЗОПРОВОДАХ.................................................................... 212
8.1 Технические решения, для утилизации энергии газа
разработанные в Кубанском агроуниверситете........................
221
9 СИСТЕМЫ ГЕНЕРАЦИИ И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.................................................... 233
9.1 Генераторы для ветроустановок.............................................
236
9.1.1 Синхронные генераторы с прямым токовым управлением..........
237
9.1.2 Бесконтактные синхронные генераторы..................................
246
9.2 Асинхронные генераторы в системах электроснабжения...........
256
9.3 Методика расчёта экспериментального образца асинхронного
генератора и результаты лабораторных испытаний................ 276
10 ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКАЯ СИСТЕМА С АСИНХРОННЫМИ
МАШИНАМИ И ЕЕ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ....................... 285
10.1 Схема замещения и системы координат...................................
285
10.2 Моделирование трёхфазного асинхронного генератора с
конденсаторным самовозбуждением.........................................
291
10.3 Электромеханическое преобразование энергии в машинах
переменного тока...................................................................
293
10.3.1 Магнитные поля, индуктивности и потокосцепления обмоток...
298
10.4 Электромагнитная энергия асинхронной машины и ее
мощность...............................................................................
304
11 СОВРЕМЕННЫЙ УРОВЕНЬ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СТАТОРНЫХ
ОБМОТОК АСИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ.............................. 312
11.1 К вопросу формирования статорных обмоток асинхронных
машин....................................................................................
312
11.2 Обмотки статора асинхронных генераторов на частоту тока
50 Гц....................................................................................... 327
11.3 Обмотки статора многофункциональных асинхронных
генераторов.............................................................................
335
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................ 355

5
ВВЕДЕНИЕ
Человечеству нужна энергия, причем потребности в ней увеличиваются с
каждым годом. Вместе с тем запасы традиционных природных топлив (нефти, угля,
газа и др.) конечны. Ограничены также и запасы ядерного топлива – урана и тория,
из которого можно получать в реакторах-размножителях плутоний. Практически
неисчерпаемы запасы термоядерного топлива – водорода, однако управляемые
термоядерные реакции пока не освоены и неизвестно, когда они будут использова-
ны для промышленною получения энергии в чистом виде, т.е . без участия в этом
процессе реакторов деления [3].
Традиционно энергетика является одним из главных загрязнителей воздуха.
Электростанции, работающие на традиционных видах топлива, вносят до 30 %
объема вредных выбросов атмосферы, загрязняют землю и воду продуктами сгора-
ния и сточными водами. Выделяющиеся газы в значительной степени связаны с
парниковым эффектом, катастрофические последствия которого мировое сообще-
ство пытается предотвратить сегодня с помощью механизмов Киотского протокола.
Важнейшим средством решения этой проблемы является постепенная замена
устаревших, экологически опасных энергетических технологий 19-20 веков. Строи-
тельство высоконапорных ГЭС с крупными водохранилищами влечет ряд неблаго-
приятных экологических последствий. Высокие плотины вызывают подъем уровня
воды в водохранилище, что приводит к заболачиванию берегов. В местах с сухим
климатом подъем грунтовых вод, выносящих на поверхность растворенные соли,
способствует засолению почв. В стоячей воде водохранилища накапливаются
взвешенные твердые частицы, происходит заиливание [110].
Еще одна экологическая проблема гидроэнергетики связана с оценкой каче-
ства водной среды. Имеющее место загрязнение воды вызвано не технологически-
ми процессами производства электроэнергии на ГЭС (объемы загрязнений, посту-
пающие со сточными водами ГЭС, составляют ничтожно малую долю в общей мас-
се загрязнений хозяйственного комплекса), а низкое качество санитарнотехниче-
ских работ при создании водохранилищ и сброс неочищенных стоков в водные
объекты. В водохранилищах задерживается большая часть питательных веществ,
приносимых реками. В теплую погоду водоросли способны массами размножаться
в поверхностных слоях обогащенного питательными веществами, или эвтрофного,
водохранилища. В ходе фотосинтеза водоросли потребляют питательные вещества
из водохранилища и производят большое количество кислорода. Отмершие водо-
росли придают воде неприятный запах и вкус, покрывают толстым слоем дно и
препятствуют отдыху людей на берегах водохранилищ [110].
Если вопрос о положительном или отрицательном влиянии водохранилищ на
качество воды до сих пор остается спорным, то негативное влияние неочищенных
стоков бесспорно. Большие объемы воды и высокий эффект самоочищения в водо-
хранилищах побуждают к строительству предприятий без должной очистки стоков,
что превращает водохранилища в огромные отстойники сточных вод. Кроме за-
грязнения объективным показателем качества является состояние обитающих в во-
де живых организмов.

6
Как правило, организмы сообществ озерного типа не приспособлены к жизни
в реке. В речных условиях течение даже средней силы оказывает губительное вли-
яние на озерные виды организмов. На структуру и динамику планктона влияют и
сами гидротехнические сооружения, т.к . при преодолении гидроагрегатов планктон
подвергается разрушению. И все же, рассматривая воздействие ГЭС на окружаю-
щую среду, следует отметить жизнесберегающую функцию ГЭС.
Альтернативой сжиганию органического топлива на ТЭЦ считается атомная
энергетика. Bо Франции более 70% потребляемой электроэнергии производится на
АЭС, в Бельгии – около 60% (В России – 15%). Ядерное топливо, применяемое в
широко распространенных реакторах на тепловых нейтронах – это уран. Он тоже
исчерпаем.
АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций, имеют ряд
существенных преимуществ перед другими видами электростанций. При нормаль-
ных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую сре-
ду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размеще-
ны практически везде. Однако нельзя не заметить опасность AЭC при возможных
форс-мажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т.п .
–
здесь старые
модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного за-
ражения территорий. Кроме этого, не до конца решена проблема хранения и пере-
работки радиоактивного отработавшего ядерного топлива [110].
В связи с сокращением природных запасов традиционных энергоносителей
(нефти и природного газа), ростом цен на них, возникновением экологических про-
блем мировая экономика все больше уделяет внимание поиску и освоению нетра-
диционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ). Разрабатываются меры
экономической поддержки НВИЭ: налоговые, кредитные и тарифные льготы, пра-
вовая поддержка, государственные программы развития.
Большинство стран обратились к нетрадиционным возобновляемым источни-
кам производства электроэнергии «благодаря» кризису начала 1970-х годов. Имен-
но после этого в странах Западной Европы, США не только были тщательно изуче-
ны возможности использования НВИЭ, но и разработаны законодательные меха-
низмы для развития их рынка.
Эффективность таких законодательных механизмов через несколько лет при-
вела к тому, что в ряде стран были отменены налоговые льготы – к этому моменту
производство ветряков, солнечных батарей и коллекторов, геотермальных электро-
станций и бесплотинных микро-ГЭС вышло на вполне конкурентоспособный уро-
вень. Экономика этих стран выиграла сразу в нескольких позициях: были найдены
и развиты собственные источники энергии, не зависимые от истощимых ископае-
мых ресурсов; были созданы дополнительные рабочие места; получили развитие
научные разработки и институты, специализирующиеся на природосберегающих и
ресурсосберегающих технологиях; произошло изменение в общественном сознании
–
люди обратили внимание и сделали принципом своей жизни использование при-
родосберегающих и ресурсосберегающих технологий [116].
Наиболее значимых успехов в развитии НВИЭ добилась Дания в которой за
последние 25 лет инициативы по энергоэффективности и возобновляемым источ-
никам энергии имели первостепенное значение. В 1973 году в Дании, как и в бол ь-

7
шинстве, промышленно развитых стран, разразился нефтяной кризис. Вслед за ним
появилось большое количество инициатив, направленных на сбережение тепла.
Первоначально они включали следующее:
 информирование общественности;
 ужесточение строительных норм и правил (годовое потребление тепла на
обогрев площади новых зданий должно быть ниже 90 кВт.ч/м2, позже и это значе-
ние был уменьшено);
 проведение энергетических аудитов при помощи государственных дота-
ций с целью выпустить стандартизированные отчеты о возможных мерах по сни-
жению потребления тепла;
 государственные дотации на теплоизоляцию и регуляцию отопления зда-
ний.
Государственные дотации энергетического сектора закончились через 10 лет.
В настоящее время меры повышения энергоэффективности включают следующие:
 информирование общественности, например, проведение кампаний по ис-
пользованию низкоэнергетических окон со специальным покрытием;
 введение строительных норм и правил, в соответствии с которыми новые
здания должны потреблять менее 70 кВт.час/м2 в год на отопление;
 аудиты и маркировка зданий при продаже, т.е. все дома должны иметь
энергетическую маркировку, когда выставляются на продажу. К маркировке прила-
гается отчет о возможных рентабельных мерах по сбережению тепла в доме;
 специальные дотации на энергоэффективность в коммерческих зданиях.
Инициативы по сбережению тепла в Дании привели к снижению потребления
тепла вжилищно-коммунальной сфере в 1980-1999 гг. на 10%, в то время как объем
отапливаемых площадей за тот же период вырос на 19%. Таким образом, удельное
потребление сократилось на 25%. В сфере услуг конечное потребление тепла на
отопление площадей за тот же период сократилось на 20%. С 1992 года потребле-
ние электроэнергии удается удерживать на постоянном уровне, несмотря на суще-
ственный экономический рост в стране [3].
В Германии была принята политика прямых инвестиций в ветроэнергетиче-
скую промышленность, поощрения производителей электроэнергии путем допол-
нительной выплаты за каждый кВт ч (до 30-40%).
Кроме того, что Германия является одним из крупнейших производителей
ветрогенераторов, в этой стране была принята Программа «1000 солнечных крыш»,
благодаря которой были установлены и стали доступны почти 6 МВт мощности.
Несмотря на то, что цифра на первый взгляд кажется небольшой – это серьезный
шаг в области применения фотоутановок и пропаганды этого экологически без-
опасного источника энергии. В Германии принято 8 законов, касающихся исполь-
зования ВИЭ (последний из них – «Закон о приоритете возобновляемых источни-
ков энергии» – принят в 2000 году).
Благодаря изменению экономических условий был создан привлекательный
для инвесторов рынок ветряных электростанций (ВЭС). По закону о снабжении
электроэнергией от 1991 г., энергетические компании были обязаны принимать ток,
произведенный на ВЭС, по предписанной цене. В марте 2000 г. закон о снабжении
электроэнергией был обновлен и переработан в закон о возобновляемых источни-

8
ках энергии. В этом законе регенеративным видам энергии отдается предпочтение
перед традиционными. При этом владельцы электросетей обязаны принимать ток,
полученный из возобновляемых источников энергии, и оплачивать его по твердым
минимальным ценам.
В Германии разработан и действует целый ряд инструментов, дающих воз-
можность развивать рыночный сектор возобновляемых источников энергии.
Например, законодательные инициативы в форме запланированного предписания
об экономии энергии или по поддержке особенно эффективного объединения вы-
работки тепловой и электрической энергии. Оказывается содействие проведению
соответствующих программ по использованию возобновляемых энергоносителей, а
также модернизации теплоизоляции зданий.
США, в соответствии с законодательными актами (принятыми еще в 1977
году) осуществлена многосторонняя долгосрочная система финансовой поддержки
и стимулирования как потребителей солнечной энергии, так и производителей
энергетического оборудования. А в 1997 году в США была провозглашена про-
грамма «Миллион солнечных крыш». В этой стране применяется временное осво-
бождение от налогов владельцев ветроэлектростанций и установок. Кроме того,
был принят закон, обязывающий энергоснабжающие компании производить опре-
деленную часть энергии от возобновляемых источников. Также в США была при-
нята и в 1995 году утверждена Федеральная программа «Стратегия устойчивой
энергетики».
Испания, благодаря эффективным мерам стимулирования, в 2000 году, опе-
редив США, вышла на второе место в мире по суммарной мощности собственного
парка ВЭУ. В 1999 году в этой стране было установлено 900 МВт. Северная об-
ласть Испании – Наварра, уже получает 30% электричества от ветра.
Власти Канады планируют увеличить установленную ветроэлектрическую
мощность с 200 МВт до 1000 МВт к 2016 году. С этой целью в 2003 году по пред-
ложению Канадского Правительства для поощрения инвестиций в возобновляемую
энергетику и в энергосберегающие проекты отменены два дополнительных налога.
Аналогичная ситуация по поддержанию и внедрению НВИЭ наблюдается во
многих странах Европы и Азии.
Для России приходится признать, что со стороны государственных структур,
законодательной и исполнительной властей поддержки сектору НВИЭ, к сожале-
нию, нет. Принята Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономи-
ка», где среди прочего заложены средства и на НВИЭ. И хотя программа рассчита-
на на период до 2005 года, в части НВИЭ она не выполнена. Были проведены слу-
шания в Государственной Думе на темы нетрадиционных возобновляемых источ-
ников энергии (например, парламентские слушания 1 июня 2001 года на тему
«Альтернативная энергетике – залог устойчивого развития России»). Был разрабо-
тан проект закона «О государственной политике в сфере использования нетрадици-
онных возобновляемых источников энергии». Этот закон даже был впоследствии
принят парламентом в трех чтениях, но был отклонен Президентом РФ.
Первые сведения о практическом использовании биогаза, полученного евро-
пейцами из сельскохозяйственных отходов, относятся к 1814 году, когда Дейви со-
брал биогаз при исследовании агрохимических свойств навоза крупного рогатого
скота. Для сбора отходов, начиная с 1881 года, стали использоваться закрытые ем-

9
кости, которые, после небольшой модификации, получили название «септик». Еще
в 1895 году уличные фонари в одном из районов города Эксетер (Англия) снабжа-
лись газом, который получали в результате брожения сточных вод. Начиная с 1897
года, очистка вод в этом городе проводилась в емкостях, из которых биогаз собира-
ли и использовали для обогрева и освещения.
Ветротурбины также имеют долгую историю во всем мире. На территории
современной юго-восточной России ветряки были построены еще в III-IV веке н.э .,
а в 1913 г. в России существовало более 1 миллиона ветряных мельниц, из них 250
тыс. деревянных, на которых размалывали до 3 млрд. пудов зерна. Систематиче-
ские разработки современных ветротурбин начались в 1920 году в окрестностях
Москвы – городке Кучино. Первая пилотная ветряная электростанция Д-30 мощно-
стью 100 кВт (на тот момент – самая мощная в мире) была разработана и построена
в Центральном Аэрогидродинамическом институте в 1931-1941 вблизи поселка Ба-
лаклава (Крым). Диаметр ротора ветряка был равен 30 м. В 1935 году был опубли-
кован первый «Атлас ресурсов энергии ветра». Советский энергетик, академик А.В .
Винтер подсчитал, что их общая мощность составляла около 1500 МВт.
Советская наука внесла немалую лепту в развитие НВИЭ. В начале 20-х го-
дов Н.Е. Жуковский заложил основы современной аэродинамики. Практики вос-
пользовались теорией, и перед войной на заводе имени Г.И. Петровского в Херсоне
серийно, до 7 тыс. в год, изготовлялись ветродвигатели мощностью 3, 6 и 15 лоша-
диных сил. В сельском хозяйстве, в основном на водоподъеме, работало около 45
тыс. ветродвигателей. В 1935 году были разработаны и рекомендованы к постройке
крупные ветроэнергетические установки: конструкция академика А.И. Макаревско-
го – Д -50 мощностью 1 МВт с ветроколесом диаметром 50 м. Конструкция 2Д-80
мощностью 10 МВт с двумя ветроколесами диаметром 80 м каждое разработана
выдающимся ученым Ю.В. Кондратюком в 1936 году.
В 1947 году в СССР было начато производство первой серии высокоскорост-
ных трехлопастных ветряных двигателей Д-18 с горизонтальной осью вращения и с
мощностью агрегата 25 кВт. Эта ветряная мельница и ее модификации Д-12 и Д-18
в течение нескольких лет были основными и использовались в промышленности и
сельском хозяйстве [116].
В 1958 году в Целиноградской области была построена для исследования
уровня напряжения и вырабатываемой частоты тока ветроэлектрическая станция
рабочей мощностью 400 кВт (ВЭС-400). Она состояла из 12 агрегатов по 42 кВт с
единым дистанционным пультом управления. Был предусмотрен резерв на случай
безветрия – два быстроходных дизель-генератора по 200 кВт. ВЭС-400 обеспечива-
ла электроэнергией 3 крупных колхоза в годы освоения целинных земель и вырабо-
тала 12 млн. кВт.ч электроэнергии.
Одной из острейших проблем, стоящих перед человечеством в 21 веке, явля-
ется создание экономически эффективной и экологически безопасной системы
энергообеспечения жизнедеятельности человека.

10
1 ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ ТЕРРИТОРИЙ
И УСЛОВИЯ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
1.1 Энергия, энергоносители
Человечество для своего существования с давних пор использует различные
формы энергии.
Энергия – это способность системы совершать работу. В природе существуют
несколько видов энергии, таблица 1.1.
Таблица 1.1 - Формы энергии
Форма энергии
Естественная форма
Расчет
Кинетическая энергия Движение тел, жидкостей
2
2
кин
m
Е


Потенциальная энер-
гия
Энергия положения
mgh
Епот 
Электрическая энер-
гия
Протекание электричества
t
I
U
Еэл



Энергия электромаг-
нитных волн
Энергия микроволн, радио
волн, теплового излучения

c
h
hv
Епот



Тепловая энергия
Внутренняя энергия, эн-
тальпия (Тепло)
Т
mс
Етеп


Энергия деления ядра
АВ
Едя 
Энергия синтеза ядра
АВ
Есэ

Для оценки многообразных форм энергии соответственно применяются раз-
личные единицы измерения. Из школьной физики известно, что 1 Дж (Джоуль) это
механическая работа силы в 1 Н (Ньютон) при перемещении тела на расстояние 1 м
(метр) в направлении действия силы: 11
ДжНм

.
В электротехнике используется Вт ч

или чаще встречается кВт ч

(1
36
кВт ч
, МДж

) и применяется, в частности, для учета электроэнергии.
Калория (1
4 1868
кал
,
Дж

) – наиболее употребляемая единица измерения
тепловой энергии. 1 кал – это количество энергии, необходимой для нагревания 1 г
воды при нормальном давлении (0,1 МПа) с 14,5 С до 15,5 С.
В квантовой физике для оценки энергии частиц применяется электронвольт
(
19
1
1 602176 10
эВ,
Дж

 ). Электронвольт – это энергия, которую приобретает за-
ряженная частица, несущая один элементарный заряд (электрона), при перемеще-
нии в электрическом поле между двумя точками с разностью потенциалов в 1 В.
Следует отметить еще одну часто употребляемую единицу измерения запа-
сенной химической энергии традиционного органического топлива как уголь и
нефть, которую называют эквивалентом условного топлива (у.т.).

11
Теплота сгорания одного килограмма условного топлива равна 29,307 МДж
или 7000 ккал. Эта единица применяется для сопоставления различных видов топ-
лива и при составлении его суммарного учета.
В табл.1.2 и 1.3 приведены переводные коэффициенты единиц энергии и
мощности.
Таблица 1.2 – Пересчет единиц энергии
Дж
кВт ч

кгс м

ккал
эВ
эрг
1Дж
1
7
2,78 10


0,102
4
2,39 10

18
6,24 10

7
10
1кВт ч

6
3,60 10

1
5
3,67 10

860, 0
25
2,25 10

13
3,6 10

1кгс м

9,81
6
2,72 10


1
3
2,34 10


19
6,28 10

7
9,81 10

1 ккал
3
4,19 10

3
1,16 10 

427
1
22
2,61 10

10
4,19 10

1эВ
19
1,6 10

24
4,45 10

20
1,63 10

23
3,83 10


1
12
1,6 10

1 эрг
7
10
14
2,78 10


6
1,02 10


11
2,39 10

11
6,24 10

1
Таблица 1.3 – Пересчет единиц мощности
Вт
кВт
/
кгсмс

..
лс
/
ккал с
/
эрг с
1Вт
1
3
10
0,102
3
1,36 10


4
2, 39 10

7
10
1/
кгсмс

9,81
3
9,81 10


1
2
1,33 10


3
2,34 10


7
9,81 10

1..
лс
736
0, 736
75
1
0,176
9
7,36 10

1/
ккал с
3
4,19 10

4,19
427
5, 69
1
10
4,19 10

1/
эрг с
7
10
10
10
8
1,02 10


10
1,36 10


11
2, 39 10

1
С понятием энергия тесно взаимосвязано другое, не менее важное понятие –
мощность. Очень важно различать оба понятия (мощность и энергия) и знать их
физическое отличие. Мощность – это величина произведенной работы в единицу
времени:
р
Р А/t

,
где: Р – мощность системы, Вт; Ар – произведенная системой работа, Дж; t – про-
межуток времени, с.
Например, при открывании входной двери совершается работа с определен-
ной мощностью. Если эту же дверь открывать в два раза быстрее, то соответствен-
но затрачивается в два раза меньше времени на совершение идентичной работы,
при этом приложенная мощность увеличивается в два раза.
Энергоноситель. Под энергоносителем понимается вещество, преобразовав
которое можно получить полезную энергию. От степени преобразования различают
первичные, вторичные и конечные энергоносители.
Первичные энергоносители – это те естественные энергоносители, которые
еще не подвергались технической обработке. Например, первичная энергия ветра,
солнца или первичные каменный и бурый уголь, нефть, энергия биомассы.

12
Вторичные энергоносители – это энергоносители, которые подверглись тех-
нической обработке и были получены из первичных или вторичных энергоносите-
лей. Например, бензин, дизельное топливо, электроэнергия, рапсовое масло.
Конечная энергия – это форма энергии, в которой подводится потребителю. В
качестве примера можно взять электроэнергию, газ, тепло, подведенные к дому.
В настоящее время одним из самых высококачественных форм энергии явля-
ется электроэнергия. Основное преимущество электроэнергии является ее возмож-
ное преобразование в любую другую форму энергии.
Источники энергии. В качестве источника энергии в мире широкое распро-
странение получили углеводородные топлива (уголь, нефть и газ). Однако, разве-
данные мировые запасы традиционного углеводородного топлива, по оценкам экс-
пертов, способны удовлетворить мировую потребность лишь на следующие 60 лет.
Поэтому в настоящее время приоритетной задачей является освоение новых источ-
ников энергии. Все известные источники энергии на земле можно условно разде-
лить на два вида:
 невозобновляемые источники энергии (традиционные) – это природные
запасы веществ и материалов, которые могут быть использованы человеком для
производства энергии;
 возобновляемые источники энергии – это источники энергии на основе
постоянно существующих или периодически возникающих в окружающей среде
потоков энергии.
Примером невозобновляемых источников могут служить ядерное топливо,
уголь, нефть, газ. Энергия невозобновляемых источников в отличие от возобновля-
емых в природе находится в связанном состоянии и высвобождается в результате
целенаправленных действий человека.
Типичный пример такого источника – солнечное излучение с характерным
периодом повторения – 24 часа. Возобновляемая энергия присутствует в окружаю-
щей среде в виде энергии, не являющейся следствием целенаправленной деятель-
ности человека, и это является ее отличительным признаком.
Возобновляемые источники энергии разделяют на три основные вида:
 солнечное излучение;
 движение и притяжение планет;
 геотермальная энергия.
Благодаря естественным преобразованиям энергии в последствии возникают
такие формы энергии как ветер, осадки, волны, из которых также извлекается по-
лезная энергия. Для того чтобы «извлечь» энергию, необходимы для каждой формы
энергии своеобразные технологии.
Энергия Солнца – является самым большим запасом возобновляемой энергии.
За год Земля получает около 3,9 1024
Дж = 1,08 1018
кВт час солнечного излучения,
это в 10000 раз больше ежегодной потребности человечества в энергии и намного
превосходит мировые запасы углеводородного и ядерного видов топлива. Если че-
ловечество сможет использовать хотя бы одну десятитысячную часть от приходя-
щей солнечной радиации, то можно было бы на 100% покрыть современную по-
требность энергии за счет солнца. Различают прямое и косвенное использование
солнечной энергии. Прямое использование солнечной энергии – это использование

13
падающей солнечной радиации. При косвенном использовании солнечной радиа-
ции – энергия солнца, благодаря естественным преобразованиям, превращается в
другие формы энергии: энергия ветра, воды или рост биомассы. Преобразование
косвенных форм солнечной энергии можно осуществить с помощью различных
технических установок.
Энергия движения и притяжения планет – различные планеты, в особенно-
сти Луна, гравитационно взаимодействуют с Землей. Жидкость в океанах удержи-
вается на поверхности вращающейся Земли силами гравитации. Гравитационное же
взаимодействие Земли с Луной и Солнцем возмущает эти силы, образуя приливы.
Приливная энергия, снятая с турбин приливных электростанций, через которые
протекает вода в процессе приливов, отбирает часть кинетической энергии враща-
ющейся Земли. Если задействовать во всем мире все значительные места с доста-
точно высокими приливами, то, согласно расчетам, это приведет к сокращению пе-
риода вращения земли на одни сутки за 2000 лет (это не так уж страшно для окру-
жающей среды).
Геотермальная энергия – это энергия в виде тепла, запасенная в недрах зем-
ли. Температура ядра земли достигает 6700 С, более 99% Земли горячее 1000 С,
0,9% горячее 100 С. Подобные высокие температуры являются результатом радио-
активного распада, происходящего внутри земли. Содержание энергии тепла в зем-
ной коре с глубиной резко возрастает.
Парниковый эффект. С понятием парниковый эффект у многих возникают
ассоциации с повышением температуры, глобальным изменением климата или дру-
гими подобными явлениями.
Парниковый эффект – это естественный физический эффект, заключающийся
в том, что исходящее от поверхности Земли тепло сохраняется в слоях атмосферы,
что приводит к увеличению температуры окружающей среды.
Различают естественный (природный) и антропогенный парниковые эффек-
ты. Благодаря естественному парниковому эффекту – возможна жизнь на земле.
Если бы отсутствовали так называемые парниковые газы, то планета земля за ночь
могла бы покрыться льдом. Парниковые газы играют важную роль, помогая сохра-
нить часть энергии, излучаемой землей. Парниковые газы (углекислый газ, метан и
др.), а также водяной пар препятствуют длинноволновому (инфракрасному) изл у-
чению в космос.
Вся уникальность процесса заключается в том, что солнечное излучение, до-
шедшее до земли, представляет собой спектр длины волн в диапазоне 0,29-2,5 мкм,
по-другому его называют коротковолновым излучением. Данное излучение прак-
тически беспрепятственно проходит слои атмосферы с парниковыми газами и по-
глощается предметами на земле. При этом, солнечная энергия преобразуется в теп-
ловую, что приводит к нагреву предметов. Нагретые солнечными лучами предме-
ты, излучают электромагнитные волны в диапазоне инфракрасного спектра, иначе
его называют длинноволновым излучением 3-40 мкм. Парниковые газы не про-
зрачны для теплового длинноволнового излучения, тем самым образуя «щит» и
препятствуя прохождению излучения в космос.
Таким образом, происходит частичное сохранение энергии, что позволяет со-
хранить жизнь на земле. Однако в последнее время усилился антропогенный пар-

14
никовый эффект, который является следствием прогресса в развитии человечества
и увеличения потребления ископаемого топлива. В результате этого в атмосфере
увеличилась концентрация углекислого газа, метана и других парниковых газов,
что привело к нарушению радиационного баланса атмосферы, и как следствие к
глобальному потеплению.
Принцип парникового эффекта используется в солнечных коллекторах, а
также солнечных теплицах.
Запасы и ресурсы источников энергии. На протяжении тысячелетий основ-
ными видами используемой человеком энергии были химическая энергия древеси-
ны, потенциальная энергия воды на плотинах, кинетическая энергия ветра и лучи-
стая энергия солнечного света. Но в XIX веке главными источниками энергии стали
ископаемые топлива: каменный уголь, нефть и природный газ.
Запасы нефти и природного газа. Трудно точно рассчитать, на сколько лет
еще хватит запасов нефти. Если существующие тенденции сохранятся, то годовое
потребление нефти в мире к 2018 году достигнет 3 млрд. т. Даже допуская, что
промышленные запасы существенно возрастут, геологи приходят к выводу, что к
2030 году будет исчерпано 80% разведанных мировых запасов нефти.
Запасы угля оценить легче. Три четверти его мировых запасов, составляю-
щих по приближенной оценке 10 трлн. т, приходятся на страны бывшего СССР,
США и KHP.
Хотя угля на Земле гораздо больше, чем нефти и природного газа, его запасы
не безграничны. В 1990-х годах мировое потребление угля составляло более 2,3
млрд. т в год. В отличие от потребления нефти, потребление угля существенно уве-
личилось не только в развивающихся, но и в промышленно развитых странах. По
существующим прогнозам запасов угля должно хватить еще на 420 лет, но если
потребление будет расти нынешними темпами, то его запасов не хватит и на 200
лет. Вероятным направлением выхода из энергетического кризиса может быть
ядерная энергетика.
Запасы урана. В 1995 более или менее достоверные мировые запасы урана
оценивались в 1,5 млн. т. Дополнительные ресурсы оценивались в 0,9 млн. т. Круп-
нейшие из известных источников урана находятся в Северной Америке, Австралии,
Бразилии и Южной Африке. Считается, что большими количествами урана обла-
дают страны бывшего Советского Союза.
Огромные перспективы представляет собой использование реакторов-
размножителей. Ядерный реактор-размножитель обладает способностью, выраба-
тывая энергию, в то же время производить еще и новое ядерное топливо. K тому же
он работает на более распространенном изотопе урана
238
U (преобразуя его в деля-
щийся материал плутоний). Считается, что при использовании реакторов-
размножителей запасов урана хватит не менее чем на 6000 лет. По-видимому, это
ценная альтернатива ядерным реакторам нынешнего поколения.
Солнечная энергия. Наиболее перспективным альтернативным источником
энергии представляется солнечная энергия. У солнечной энергии два основных
преимущества, ее много и она относится к возобновляемым энергоресурсам. Дли-
тельность существования солнца оценивается приблизительно в 5 млрд. лет. Bo-
вторых, ее использование не влечет за собой экологических последствий.

15
Однако использованию солнечной энергии мешает ряд трудностей. Хотя
полное количество этой энергии огромно, она неконтролируемо рассеивается. Что-
бы получать большие количества энергии требуются коллекторные поверхности
большой площади. Кроме того возникает проблема нестабильности энергоснабже-
ния: солнце не всегда светит. Даже в пустынях, где преобладает безоблачная пого-
да, день сменяется ночью. Следовательно, необходимы накопители солнечной
энергии. И наконец, многие виды применения солнечной энергии еще как следует
не апробированы и их экономическая рентабельность не доказана.
Геотермальная энергия. Другим перспективным альтернативным источни-
ком является геотермальная энергия. Геотермальная энергия, т.е. теплота недр зем-
ли, уже используется в ряде стран, например в Исландии, России, Италии и Новой
Зеландии. Земная кора толщиной 32-35 км значительно тоньше лежащего под ней
слоя – мантии, простирающейся примерно на 2900 км к горячему жидкому ядру.
Мантия является источником богатых газами огненно-жидких пород (магмы), ко-
торые извергаются действующими вулканами. Тепло выделяется в основном вслед-
ствие радиоактивного распада веществ в земном ядре. Температура и количество
этого тепла столь велики, что оно вызывает плавление пород мантии. Горячие по-
роды могут создавать тепловые «мешки» под поверхностью. B контакте с которы-
ми вода нагревается и даже превращается в пар. Поскольку такие «мешки» обычно
герметичны, горячая вода и пар часто оказываются под большим давлением, а тем-
пература этих сред превышает точку кипения воды на поверхности земли.
Наибольшие геотермальные ресурсы сосредоточены в вулканических зонах по гра-
ницам корковых плит.
Основным недостатком геотермальной энергии является то, что ее ресурсы
локализованы и ограничены, если изыскания не показывают наличия значительных
залежей горячей воды или бурения скважины до мантии. Большой вклад этого ре-
сурса в энергетику можно ожидать только в локальных географических зонах.
Традиционным возобновляемым источником энергии является гидроэнерге-
тика. Гидроэнергетика дает почти треть электроэнергии, используемой во всем ми-
ре. Норвегия, где электроэнергии на душу населения больше, чем где-либо еще,
живет почти исключительно гидроэнергией.
Гидроэнергия. На гидроэлектростанциях (ГЭС) и гидроаккумулирующих
электростанциях (ГАЭС) используется потенциальная энергия воды, накапливае-
мой с помощью плотин. Гидроэнергия – один из самых дешевых и самых чистых
энергоресурсов. Он возобновляем в том смысле, что водохранилища пополняются
приточной речной и дождевой водой. Остается под вопросом целесообразность
строительства ГЭС на реках.
Энергия движения и притяжения планет. Существуют приливные элек-
тростанции, в которых используется перепад уровней воды, образующейся во вре-
мя прилива и отлива. Для этого отделяют прибрежный бассейн невысокой плоти-
ной, которая задерживает приливную воду при отливе. Затем воду выпускают, и
она вращает гидротурбины.
Приливные электростанции могут быть ценным энергетическим подспорьем
местного характера, но на Земле не так много подходящих мест для их строитель-
ства, чтобы они могли изменить энергетическую ситуацию.

16
Топливо – вещество или смесь веществ, способное к экзотермическим хими-
ческим реакциям с внешним или содержащимся в самом топливе окислителем,
применяемое для выделения энергии, изначально тепловой.
Топливо, не содержащее в своем составе окислитель, часто называют – горю-
чее. Понятие топлива более общее, нежели горючее или горючее ископаемое, по-
тому как включает в себя древесину и различные топливные смеси. В широком
смысле – один из видов потенциальной энергии, энергоноситель.
Химическая или ядерная энергия топлива переводится в различные виды
энергии, и чаще всего через преобразование выделяемого при реакциях тепловыми
двигателями.
Основной показатель топлива – теплотворная способность (теплота сгора-
ния). Для целей сравнения топлив введено понятие условного топлива (теплота
сгорания одного килограмма «условного топлива» (у.т.) составляет 29,3 МДж или
7000 ккал – что примерно соответствует каменному углю.
К основным видам топлива относятся:
 твердые топлива;
 жидкие топлива;
 газообразные топлива (пропан, метан, бутан, природый газ, водород, сме-
си газов);
 дисперсные системы, растворы (угольная, алюминиевая, магниевая пыль,
пены, смесь природного газа с дизельным топливом, смесь водорода с бензином и
др.);
 нетипичные топлива (ядерное, термоядерное, ракетное).
Современная структура мирового топливно-энергетического комплекса скла-
дывалась под воздействием процессов развития мировой экономики, роста населе-
ния и производства, а также в зависимости от объемов и географического располо-
жения природных запасов, основных энергетических ресурсов.
В начале XX в. в структуре потребления энергоресурсов абсолютно преобла-
дающее место занимал уголь. Например, в развитых странах к 1950 г. на долю угля
приходилось 74%, а нефти – 17% в общем объеме энергопотребления. При этом
основная доля энергоресурсов использовалась внутри стран, где они добывались.
Среднегодовые темпы роста энергопотребления в мире в первой половине
XX в. составляли 2-3%, а в 1950-1975 гг. – уже 5%. Во второй половине XX в. ми-
ровая структура потребления энергоресурсов претерпевает большие изменения. В
50-60-х гг . на смену углю все больше приходят нефть и газ. Покрытие прироста
энергопотребления обеспечивалось в первую очередь за счет увеличения добычи
нефти. В период с 1952 по 1972 гг. нефть была дешевой. Цена на нее на мировом
рынке доходила до 14 доллар / barrel. Во второй половине 70-х также начинается
освоение крупных месторождений природного газа и его потребление постепенно
наращивается вытесняя уголь.
До начала 70-х годов рост потребления энергоресурсов был в основном экс-
тенсивным. В развитых странах его темп фактически определялся темпом роста
промышленного производства. Между тем, освоенные месторождения начинают
истощаться, и начинает расти импорт энергоресурсов, в первую очередь – нефти.

17
В 1973г. разразился энергетический кризис. Мировая цена на нефть подско-
чила до 40 - 45 доллар / barrel. Одной из причин кризиса стало сокращение ее до-
бычи в легкодоступных местах и перемещение в районы с экстремальными при-
родными условиями и на континентальный шельф. Другой причиной стало стрем-
ление основных стран – экспортеров нефти (членов ОПЕК), которыми в основном
являются развивающиеся страны, более эффективно использовать свои преимуще-
ства владельцев основной части мировых запасов этого ценного сырья.
В этот период ведущие страны мира были вынуждены пересмотреть свои
концепции развития энергетики. В результате, прогнозы роста энергопотребления
стали более умеренными. Значительное место в программах развития энергетики
стало отводиться энергосбережению. Если доэнергетического кризиса 70-х энерго-
потребление в мире прогнозировалось к 2000 г. на уровне 20-25 млрд. т условного
топлива, то после него прогнозы были скорректированы в сторону заметного
уменьшения до 12,4 млрд. т условного топлива.
Происходит перестройка отраслевой структуры национальных экономик.
Преимущество отдается мало энергоемким отраслям и технологиям и свертывают-
ся энергоемкие производств.
В период с начала 70х до конца 80х гг. энергоемкость ВВП в США снизилась
на 40%, в Японии – на 30%. В этот же период идет бурное развитие атомной энер-
гетики. В 70-е годы и за первую половину 80-х годов в мире было пущено в экс-
плуатацию около 65% ныне действующих АЭС. В этот период в политический и
экономический обиход вводится понятие энергетической безопасности государ-
ства. Энергетические стратегии развитых стран нацеливаются не только на сокра-
щение потребления конкретных энергоносителей (угля или нефти), но и в целом на
сокращение потребления любых энергоресурсов и диверсификацию их источников.
В результате всех этих мер в развитых странах заметно снизился среднегодо-
вой темп прироста потребления первичных энергоресурсов: с 1,8% в 80-е гг. до
1,45% в 1991 - 1997 гг. По прогнозу на 2015-2025 гг. он не превысит 1,25%.
Россия является крупнейшим в мире производителем и экспортером энерго-
ресурсов. Тем не менее, большинство ее регионов производят меньше энергоресур-
сов, чем им необходимо. Многие из них импортируют топливо из таких богатых
энергией регионов, как, например, Западная Сибирь.
В табл. 1.4 приведен топливный баланс регионов России в 2010 году [33].
В России расстояния между производителями и потребителями энергоресур-
сов велики. Многие отдаленные районы не подключены к электрической системе
или газовой сети и вынуждены рассчитывать на привозной уголь или мазут. Транс-
портные издержки увеличивают конечную стоимость топлива, которая достигает
350 долларов за т.у.т. на Камчатке, в республике Тува и в республике Алтай. Эти
регионы тратят на топливо более половины своих бюджетов. Здесь высокая стои-
мость привозного топлива и, как следствие, высокая цена на электроэнергию дела-
ют технологии возобновляемой энергетики коммерчески привлекательными.
Запасы основных полезных ископаемых в России, включая нефть, оценива-
ются экспертами приблизительно на 30 лет. Учитывая трудности добычи, удален-
ность месторождений и возможность применения в стране международных цен на
сырье, экономически рентабельные запасы сокращаются раза в три: «Можно смело

18
прогнозировать, что лет через десять в земле нефть останется, но ее добычи хватит
разве что на отопление городов». Такая оценка часто критикуется как «катастрофи-
ческое мышление», однако численных контраргументов не приводится.
Таблица 1.4 – Топливный баланс регионов России в 2010 году (миллионы
тонн условного топлива)
Регион
Газ
Нефть
Уголь
дефицит(-) / избыток(+)
Север
-14,2
7,5
2,0
Северо-запад
-19,7
-10,8
-1,4
Центр
-88,2
-34,0
-9,2
Волго-Вятский
-20,0
-10,1
-2,6
Центрально-черноземный
-21,9
-5,3
-6,
Нижняя Волга
-54,1
29,6
-1,1
Северный Кавказ
-31,6
-8,6
1,9
Урал
-58,5
15,3
-28,9
Западная Сибирь
534,3
293,2
45,4
Восточная Сибирь
0
-15,0
5,3
Дальний Восток
0
-9,1
-0,8
Энергии запасов газа и угля хватит на значительно больший срок, но при
условии еще больших экономических ограничений, действующих уже и сейчас.
Если вспомнить, что себестоимость арабской нефти 4-5 долларов за баррель, а си-
бирской – 13-19, то актуальность экономии энергии становится очевидной как для
строительного комплекса, так и для коммунального хозяйства, которое расходует
около 30% потребляемой в стране энергии по топливу, а до зданий доходит в пол-
тора-два раза меньше.
1.2 Потенциал ветровой энергетики
Потенциал ветроэнергетики распределен по территории России неравномер-
но. Атлас ветров России указывает, что существует множество районов, где сред-
негодовая скорость ветра превышает 6,0 м/с. На рис. 1 .1 показаны ветроэнергетиче-
ские ресурсы на высоте 50 метров над уровнем земли для пяти различных топогра-
фических условий местности [http://kak.znate.ru/pars_docs/refs/].
Наивысшие средние скорости ветра обнаруживаются вдоль берегов Баренце-
ва, Карского, Берингова и Охотского морей. Другие районы с относительно высо-
кой скоростью ветра (5-6 м/с) включают побережья Восточно-Сибирского, Чукот-
ского морей и моря Лаптевых на севере и Японского моря на востоке. Несколько
меньшие скорости ветра (3,5-5 м/с) обнаруживаются на берегах Черного, Азовского

19
и Каспийского морей на юге и Белого моря на северо-западе. Значительные ресур-
сы находятся также в районах Среднего и Нижнего Поволжья, на Урале, в степных
районах Западной Сибири, на Байкале. Самые низкие значения средней скорости
ветра наблюдаются над Восточной Сибирью в районе Ленско-Колымского ядра
Азиатского антициклона.
Рис. 1 .1 – Ветровые ресурсы России [http://kak.znate.ru/pars_docs/refs/]
Над большей частью территории России скорость ветра в дневное время вы-
ше, чем ночью, причем эти различия существенно менее выражены зимой. Годовой
ход средней скорости ветра (т.е. разница между максимумом и минимумом средне-
суточных скоростей) в большинстве районов России незначителен и варьируется в
пределах от 1 до 4 м/с, составляя в среднем 2-3 м/с. Более высокие амплитуды
наблюдаются в центре Европейской части России, в Восточной Сибири, в Западной
Сибири (за исключением северных районов) и особенно на Дальнем Востоке, где
они достигают 4 м/с. Годовые амплитуды менее 2 м/с наблюдаются над юго-
востоком и юго-западом Европейской части России и над Центральной Сибирью.
Зимой и осенью скорость ветра выше над большей частью России, за исключением
южной части Центральной Сибири, где максимум скорости ветра приходится на
теплые месяцы. Наивысшие скорости ветра над Якутией и Забайкальем наблюда-
ются в апреле-мае.
Начиная с Атласа ветров, опубликованного в Советском Союзе в 1930-е го-
ды, было предпринято несколько попыток точно оценить ветроэнергетический по-
тенциал России. Безруких и др. оценили совокупный ветровой потенциал в 26000
млн. т.у.т., технический потенциал 2000 млн. т.у.т. и экономический 10 млн. т.у.т.

20
Анализ ветрового потенциала показывает, что около 30 % экономического
потенциала сконцентрировано на Дальнем Востоке, около 16 % в Западной Сибири
и еще 16 % в Восточной Сибири. т.е, что 38% совокупного потенциала расположе-
но в Европейской части России и 62 % в Сибири и на Дальнем Востоке, табл. 1.5.
Таблица 1.5 - Потенциалы ветровой энергии в России (TВт-час в год)
Регион
Совокупный
Технический
Европейская часть России
29600
2308
в том числе экономические районы
Северный
11040
860
Северо-западный
1280
100
Центральный
2560
200
Волго-Вятский
2080
160
Центрально-черноземный
1040
80
Поволжский
4160
325
Северо-Кавказский
2560
200
Уральский
4880
383
Сибирь и Дальний Восток
50400
3910
Всего
80000
6218
Большая часть ветрового потенциала приходится на территории, где плот-
ность населения ниже одного человека на квадратный километр. Таким образом, во
многих ветреных местах ветровая энергия может быть использована в качестве ис-
точника энергии для малых изолированных потребителей. В некоторых районах
возможны также и крупномасштабные применения ветровой энергии.
В 90-х годах российское министерство топлива и энергетики оценивало пер-
спективный спрос на подключенные к энергосистеме ветровые станции с турбина-
ми мощностью от 100 до 1000 кВт - 1470 МВт. Крупномасштабное применение
ветровой энергии возможно на территориях, где исключительно благоприятные
природные условия соседствуют с существующей развитой инфраструктурой
обычных электростанций и крупными промышленными потребителями. Такие тер-
ритории включают в себя восточное побережье Сахалина, южную оконечность
Камчатки, окрестности поселков Певек и Билибино на Чукотке, побережье Мага-
данской области, зону высоковольтной сети Магаданэнерго, южное побережье рос-
сийского Дальнего Востока, волжские степи рядом с высоковольтными линиями
волжских электростанций, степи и горы Северного Кавказа, Кольский полуостров.
РАО ЕЭС выделило 17 районов, где сетевые ветровые станции могли бы быть осо-
бенно выгодны: Мурманск, Архангельск, Астрахань, Ленинград, Волгоград, Кали-
нинград, Магадан, Краснодар, Ставрополь, Хабаровск, Приморье, Дагестан, Кал-
мыкия, Карелия, Коми, Сахалин, Камчатка.

21
В области ветроэнергетики созданы образцы отечественных ветроэнергети-
ческих установок (ВЭУ) мощностью 250 и 1000 кВт, находящиеся в опытной экс-
плуатации. Налаживается сотрудничество с зарубежными организациями и фирма-
ми, имеющими большой опыт в этой области.
Опыт европейских стран показывает, что стоимость производства электро-
энергии на береговых ветровых станциях составляет 0,04-0,07 евро/кВт-час. Из-за
исключительно благоприятных ветровых условий, в России эта стоимость может
быть ниже 0,035 евро/кВт-час.
Калмыкия была одним из первых российских регионов, начавших осуществ-
лять крупномасштабные проекты по ВЭ. Планировалось установить до 22 МВт
ветровых мощностей, соединенных с центральной системой, но недостаток финан-
сирования задержал строительство. Первая очередь была построена на базе ВЭУ
«Радуга-1» мощностью 1,0 МВт и с июля 1995 г. подключена к энергосистеме Кал-
мыкии. Установка работает в круглосуточном режиме.
Президент Калмыцкой энергетической компании указал на следующие при-
чины освоения ветровой энергии в регионе:
 увеличить региональную независимость;
 смягчить эффект будущего повышения цен на газ и нефть;
 уменьшить влияние Газпрома на экономику и предприятия региона.
В Ростовской области в составе «Ростовэнерго» работает ВЭС, известная как
ВЭС-300. В ее составе 10 ВЭУ мощностью по 30 кВт каждая. ВЭУ предоставила
немецкая компания HSW в рамках проекта »Эльдорадо Винд».
Заполярная ВЭС мощностью 1,5 МВт (г. Воркута) успешно эксплуатируются
с 1993 года. Она построена на базе шести установок АВЭ-250 российско-
украинского производства мощностью 200-250 кВт каждая.
Подготовлено технико-экономическое обоснование Приморской ветровой
электростанции общей мощностью 30 МВт. В качестве основного технологическо-
го оборудования приняты комплексные автоматизированные ВЭУ фирмы «Радуга»
единичной мощностью 250 и 1000 кВт, поставляемые заводом укрупненными бло-
ками максимальной заводской готовности. ВЭС будет размещается на мысе Луки-
на, где планируется установить 80 ВЭУ мощностью 250 кВт, и на мысе Поворот-
ном – 10 ВЭУ мощностью 1,0 МВт.
Кроме перечисленных ВЭС в эксплуатации находятся до 1500 ветроустано-
вок различной мощности (от 0,08 до 30 кВт).
Общая установленная мощность ВЭУ в России на конец 2010 года оценива-
ется в 14-17 МВт, из которых только 10% эксплуатируется на постоянной основе.
1.3 Потенциал солнечной энергетики
Солнечная радиация зависит, главным образом, от широты места, т.е ., на эк-
ваторе она принимает наибольшую величину, убывающую к полюсам. Россия рас-
положена между 41 и 82 градусами северной широты, и уровни солнечной радиа-
ции на ее территории существенно варьируются. По российским оценкам, солнеч-
ная радиация в отдаленных северных районах составляет 810 кВт-час/м
2
в год, то-
гда как в южных районах она превышает 1400 кВт-час/м
2
в год. Уровни солнечной

22
радиации демонстрируют также большие сезонные колебания. Например, на широ-
те 55 солнечная радиация составляет в январе 1,69 кВт-час/м
2
вдень,авиюле–
11,41 кВт-час/м
2
в день, рис. 1.2. В таблицах 1.6 и 1.7 представлены данные по при-
ходу солнечной радиации в течение года для пяти мест, расположенных в различ-
ных климатических зонах.
Рис. 1 .2 – Солнечные ресурсы [http://realsolar.ru/wp-content/uploads/2014/02/]
Безруких и др. оценивают совокупный потенциал солнечной энергии в
2300000 млн. т.у.т ., технический потенциал в 2300 млн. т.у.т. и экономический – в
12,5 млн. т.у.т. 30 [3].
Потенциал солнечной энергии наиболее велик на юго-западе (Северный Кав-
каз, район Черного и Каспийского морей), в Южной Сибири и на Дальнем Востоке.
Значительными ресурсами обладают Калмыкия, Ставропольский край, Ростовская
область, Краснодарский край, Волгоградская область, Астраханская область и дру-
гие регионы на юго-западе, а так же Алтай, Приморье, Читинская область, Бурятия
и другие регионы на юго-востоке. В некоторых районах Западной и Восточной Си-
бири и Дальнего Востока годовая солнечная радиация составляет 1300 кВт-час/м
2
,
превосходя значения для южных регионов России. Например, в Иркутске (52 се-
верной широты) поступление солнечной энергии достигает 1340 кВт-час/м
2
,ав
Республике Якутия-Саха (62 северной широты) – 1290 кВт-час/м
2
.
Возможности солнечной энергетики, основанной на использовании непо-
средственно солнечного излучения, чрезвычайно велики. Следует заметить, что
использование всего лишь 0,0125% количества энергии Солнца могло бы обеспе-
чить все сегодняшние потребности мировой энергетики, а использование 0,5% –
полностью покрыть потребности на перспективу. Вряд ли когда-нибудь эти огром-
ные потенциальные ресурсы удастся реализовать в больших масштабах.

23
Таблица 1.6 – Приход суммарной солнечной радиации на горизонтальную
площадку (МДж/м
2
)
Месяц
IIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIГод
Астрахань
137 202 371 528 690 737 719 651 477 301 144 94 5051
Сочи
152 211 347 458 599 737 743 647 485 345 190 131 5045
Кызыл
127 225 454 556 680 706 683 585 429 273 143 101 4962
Мангут
187 285 485 572 692 665 605 569 436 321 206 148 5171
Владивосток 247 323 488 519 612 538 513 480 456 364 250 206 4996
Таблица 1.7 – Приход прямой солнечной радиации на площадку,
перпендикулярную солнечным лучам (МДж/м
2
)
Месяц
IIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIГод
Астрахань
183 244 363 489 651 728 723 689 569 392 194 114 5339
Сочи
209 221 325 378 494 647 691 634 528 436 271 178 5012
Кызыл
183 267 506 549 658 673 648 617 557 383 194 128 5363
Мангут
441 525 645 572 657 596 556 583 560 550 425 351 6461
Владивосток 437 461 535 433 478 341 326 361 487 495 423 383 5160
Одним из наиболее серьезных препятствий такой реализации является низкая
интенсивность солнечного излучения. Даже при наилучших атмосферных условиях
(южные широты, чистое небо) плотность потока солнечного излучения составляет
не более 1250 Вт/м
2
. Поэтому, чтобы коллекторы солнечного излучения собирали
за год энергию, необходимую для удовлетворения всех потребностей человечества,
нужно разместить их на территории 130 000 км
2
. Необходимость использовать кол-
лекторы огромных размеров влечет за собой значительные материальные затраты.
Простейший коллектор солнечного излучения представляет собой зачерненный ме-
таллический (как правило, алюминиевый) лист, внутри которого располагаются
трубы с циркулирующей в ней жидкостью. Нагретая за счет солнечной энергии,
поглощенной коллектором, жидкость поступает для непосредственного использо-
вания. Согласно расчетам изготовление коллекторов солнечного излучения площа-
дью1км
2
требует примерно 10000 т алюминия. Доказанные же на сегодня мировые
запасы этого металла оцениваются в 1,17·109 т
Солнечная энергетика относится к наиболее материалоемким видам произ-
водства энергии. Крупномасштабное использование солнечной энергии влечет за
собой гигантское увеличение потребности в материалах, а следовательно, и в тру-
довых ресурсах для добычи сырья, его обогащении, получения материалов, изго-
товление гелиостатов, коллекторов, другой аппаратуры, их перевозки. Пока еще
электрическая энергия, произведенная солнечными лучами, обходится намного до-
роже, чем получаемая традиционными способами.

24
В восьмидесятые годы прошлого века в Крыму была построена первая сол-
нечная экспериментальная электростанция СЭС-5 мощностью 5 МВт с термодина-
мическим циклом преобразования энергии, а также экспериментальный комплекс
сооружений с солнечным тепло- и хладоснабжением. В 60-70-е годы появились
также фотоэлектрические установки автономного электроснабжения. К концу 80-х
годов в бывшем СССР в эксплуатации находились солнечые установки горячего
водоснабжения с общей площадью около 150 тыс. м
2
, а производство солнечных
коллекторов доходило до 80 тыс. м
2
в год.
Быстрое развитие гелиоэнергетики стало возможным благодаря снижению
стоимости фотоэлектрических преобразователей в расчете на 1 Вт установленной
мощностис1000$в1970г.до3-5$в1997г.иповышениюихКПДс5до18%.
Уменьшение стоимости солнечного Ватта до 20 центов позволит гелиоустановкам
конкурировать с другими автономными источниками энергии, например с дизель-
ными электростанциям.
Опыт эксплуатации свидетельствует, что Солнце уже в состоянии обеспечить
энергопотребности, по меньшей мере, всех жилых зданий в стране. Гелиоустанов-
ки, располагаясь на крышах и стенах зданий, на шумозащитных ограждениях авто-
дорог, на транспортных и промышленных сооружениях, не требуют для размеще-
ния дорогостоящей сельскохозяйственной или городской территории.
Несмотря на относительно низкую плотность лучистой энергии, солнечная
энергетика интенсивно развивается именно в последние годы.
В настоящее время в мире работают более 2 млн. гелиоустановок теплоснаб-
жения Площадь солнечных теплофикационных коллекторов на территории США
составляет 10 млн. м
2
,вЯпонии–8млн.м
2
.
1.4 Потенциал геотермальной энергетики
Источником геотермальной энергии является природное тепло Земли. Гео-
термальные ресурсы разделяются на низкотемпературные (менее 90-100 °C), сред-
нетемпературные (от 90-100 °C до 150 °C) и высокотемпературные (выше 150 °C).
Наиболее высокотемпературные ресурсы обычно используются для производства
электроэнергии.
Низко- и среднетемпературные ресурсы могут быть использованы непосред-
ственно или при помощи тепловых насосов. Непосредственное использование
включает подогрев воды (без тепловых насосов и электростанций) для технологи-
ческих процессов, отопление зданий и теплиц, аквакультуру (разведение рыбы),
устройство курортов. Проекты непосредственного использования обычно эксплуа-
тируют источники с температурами от 38 до 149 °С. Тепловые насосы используют
почву или грунтовые воды в качестве источника тепла зимой и в качестве стока
тепла летом. Используя ресурсы с температурами 4-38°C, тепловые насосы зимой
передают тепло почвы дому, а летом – тепло дома почве.
Крупномасштабное промышленное использование геотермальной энергии
возможно в тех местах, где потоки природного тепла Земли подходят к поверхно-
сти достаточно близко для того, чтобы вынести на поверхность пар или горячую
воду. Чаще всего такие места расположены на краях кристаллических щитов или в

25
зонах разломов; обычно они характеризуются наличием вулканов, горячих источ-
ников и других геотермальных явлений.
Разведка геотермальных ресурсов была начата в Советском Союзе в 1957 го-
ду, когда были пробурены первые скважины на геотермальном месторождении
Паужетка на Камчатке. В настоящее время российский геотермальный потенциал в
основном разведан, причем обнаружено значительное число термальных место-
рождений. Полуостров Камчатка и Курильские острова сейсмически активны и об-
ладают наибольшими геотермальными ресурсами. На Камчатке находятся 127 вул-
канов, причем 22 из них – действующие.
Здесь же находятся около 150 групп термальных источников и 11 высокотем-
пературных гидротермальных систем. Другие районы России также обладают зна-
чительными геотермальными ресурсами с температурами от 50 до 200 °С, залега-
ющими на глубинах от 200 до 3000 метров. Эти территории включают Северный
Кавказ, Дагестан, Центральную Россию, Западно-Сибирскую равнину, район озера
Байкал, Красноярский край, Чукотку и Сахалин, рис. 1.3. Кроме того, некоторые
ресурсы доступны в пределах Восточно-европейской и Сибирской платформ, на
Урале, Алтае и в Саянах, а так же в Охотско-Чукотском вулканическом поясе. В
этих районах на глубинах около 3 км залегают межгранулярные и трещинные гид-
ротермальные системы с температурами 50-70 °С.
Рис. 1 .3 – Геотермальные ресурсы России [https://geographyofrussia.com/wp-content/uploads]
Энергетический потенциал геотермальных ресурсов, залегающих на глуби-
нах до 3 км составляет, по оценкам русских специалистов, 180 млн. т.у.т. в год. Из
этого потенциала около 20 млн. т.у.т пригодны для освоения. Экономический по-
тенциал ресурсов теплоэнергетических вод и пароводяных смесей оценивается в
115 млн. т.у.т в год при использовании геоциркулярной технологии. По оценке

26
Олега Поварова, из геотермальной энергии теоретически может быть получено 16,9
мрд. кВт*час или почти 2% производства электроэнергии в России.
На Камчатке сегодня есть 73 МВт генерирующих мощностей, работающих на
геотермальной энергии. Эти мощности производят четверть региональной электро-
энергии и значительно уменьшают зависимость региона от дорогого привозного
топлива. В конце 2002 года АО Камчатэнерго платило 5750 рублей за тонну мазута,
что было самой высокой ценой среди всех станций РАО ЕЭС. Обычно Камчатэнер-
го завозило для производства электроэнергии 480 000 т. топлива в год. Есть планы
дальнейшего расширения геотермальных мощностей на Камчатке. Потенциальная
мощность только одного Мутновского месторождения, расположенного в 120 км от
Петропавловска-Камчатского, оценивается в 300 МВт.
На Камчатке и Курильских островах геотермальная энергия уже сегодня мо-
жет конкурировать с традиционными источниками даже без правительственной
поддержки. В 2001 году средняя стоимость генерации составляла на Камчатке 3
руб/кВт*ч. Тариф для населения был около 2 руб/кВт*ч и косвенно субсидировался
промышленным тарифом в 4,2 руб./кВтч. В феврале 2003 года тариф для населения
был увеличен до 2,3 руб./кВт*ч, что было все еще ниже издержек.
Проведенные исследования показывают, что геотермальная энергия может
быть коммерчески привлекательна также и на Северном Кавказе, особенно в Даге-
стане, в Краснодарском и Ставропольском краях.
1.5 Гидроэнергетический потенциал России
Россия занимает второе после Бразилии место в мире по среднему многолет-
нему объему годового стока рек. Число российских рек превышает два миллиона, а
озера и водохранилища бесчисленны. Большая часть речных стоков расположена в
восточной части страны, на европейскую часть приходится 25% всех водных ре-
сурсов страны, табл. 1.8.
Годовой объем стока значительно варьируется по стране. На Северном Кав-
казе этот параметр превышает 2000 мм в год, на Северном Урале, на Алтае и в го-
рах Восточной Сибири он близок к 1000 мм. В Европейской части России он значи-
тельно ниже и составляет от 300-400 мм. На большей части страны 50-70% годово-
го стока обычно приходится на период апрель – июнь. Объем речного стока меня-
ется год от года; особенно на юге России, где водные ресурсы ограничены.
Согласно данным Всемирной комиссии по плотинам, российский совокуп-
ный гидроэнергетический потенциал составляет 29000 миллиардов кВт*ч в год, из
которых 83% приходится на крупные и средние реки. Технический потенциал оце-
нивается в 2030 миллиардов кВт*ч. Экономический потенциал, учитывающий уро-
вень развития, экономическую целесообразность, экологию и другие факторы, со-
ставляет по оценкам 35% полного потенциала или 1015 миллиардов кВт*ч в год.
Большая часть потенциальных гидроэнергетических ресурсов расположена в
Центральной и Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Северный Кавказ и за-
падная часть Урала также имеют хороший гидроэнергетический потенциал. На
Дальний Восток и Восточную Сибирь в совокупности приходится более 80% всего
гидроэнергетического потенциала.

27
Таблица 1.8 – Распределение водных ресурсов
Регион
Местный сток
(сформирован-
ный в пределах
территории)
Приток
с терри-
торий
соседних
страх
Всего
Сток на душу
населения
мест-
ный
всего
Единица из-
мерения
км
3
в
год
м
3
*10
3
вгодна
км
2
км
3
в год
км
3
в год
м
3
*10
3
вгодна
км
2
м
3
*10
3
вгодна
км
2
Север
494
337
18
512
85,39
88,5
Северо-запад 47,7
243
42,5
90,2
5,97
11,29
Центр
88,6
183
23,4
112
2,99
3,78
Волго-
вятский
47,8
180
105
153
5,71
18,27
Центрально-
черноземный
16,1
96
4,8
20,9
2,05
2,66
Поволжье
32
60
244
276
1,9
16,34
Северный
Кавказ
44
124
27
71
2,48
4,01
Урал
122,7
149
9,3
132
6,01
6,47
Западная
Сибирь
513
211
70
583
33,95
38,59
Восточная
Сибирь
1097
266
27
1124 120,93 123,91
Дальний
Восток
1538
247
312
1850 209,65 252,18
Калинин-
градская об-
ласть
2,71
179
20,4
23,1
2,87
24,5
Всего
4043
237
219
4262 27,48
28,97
По оценкам Министерства топлива и энергетики России, совокупный гидро-
энергетический потенциал малых мощностей составляет 360,4 млн. т.у.т. в год,
технический потенциал – 124,6 млн. т.у.т. в год, а экономический потенциал 65,2
млн. т.у.т. в год. В табл. 1.9 приведен гидроэнергетический потенциал России.
В России существуют серьезные стимулы для развития средних и крупных
гидроэнергетических проектов. Крупные ГЭС повышают надежность электроснаб-
жения, давая относительно дешевый, возобновляемый, экологически чистый ис-
точник энергии. Они могут также быть важным элементом международного обме-
на, производя энергию на экспорт. Тем не менее, социальное и экологическое воз-
действие крупных гидроэнергетических систем может становиться препятствием
их развитию.

28
Таблица 1.9 – Гидроэнергетический потенциал России
Регион
Всего
Включая
малые
электро-
станции до
30 МВт
Доля ма-
лых элек-
тростан-
ций
Единица измерения
Млрд.
кВт*ч/ год
Млрд.
кВт*ч/ год
%
1 Совокупный теоретический
потенциал
2395
1105,6
46,2
Европейская часть и Урал:
393
183,9
46,8
 Северный и Северо-западный
районы
99
48,6
49,1
 Северный Кавказ
108
50,1
46,4
Восточные районы:
2002
921,7
46,0
 Западная Сибирь
144
74,5
51,7
 Восточная Сибирь
849
395,2
46,5
 Дальний Восток
1009
452
44,8
2 Технический потенциал
1670
357,1
21,4
Европейская часть и Урал:
229
58,1
25,4
 Северный и Северо-западный
районы
55
15,1
27,5
 Северный Кавказ
53
15,5
29,3
Восточные районы:
1441
299
20,7
 Западная Сибирь
93
24,6
26,5
 Восточная Сибирь
664
128,4
19,3
 Дальний Восток
684
146
21,4
3 Экономический потенциал
852
Нет данных
Нет данных
Европейская часть и Урал:
162
 Северный и Северо-западный
районы
43
 Северный Кавказ
25
Восточные районы:
690
 Западная Сибирь
46
 Восточная Сибирь
350
 Дальний Восток
294

29
В изолированных деревнях и на фермах, расположенных на реках или вблизи
плотин (природных или искусственных), малые гидроэлектростанции могут быть
конкурентоспособны по сравнению с генераторами, использующими дорогое при-
возное топливо. Микро- гидроэлектростанции (мощностью до 100 кВт) могут быть
установлены в России практически везде, где есть малые или большие реки.
В настоящее время эксплуатируется лишь около 1% российского потенциала
малой гидроэнергетики. По оценке экспертов, в России существуют 89 малых гид-
роэлектростанций с суммарной мощностью 550 МВт. В Китае, для сравнения, сум-
марная мощность малых станций приближается к 20000 МВт.
Россия интенсивно развивала малую гидроэнергетику после Второй мировой
войны. В 50-е и 60-е годы акцент был смещен в пользу строительства крупных
ГЭС. Тысячи малых станций были закрыты, а проектирование и изготовление обо-
рудования и запасных частей для них прекращено. В результате, в настоящее время
в России оказалось множество брошенных малых гидроэлектростанций. По оцен-
кам российских специалистов, восстановление таких брошенных станций обходит-
ся в два раза дешевле, чем строительство новых.
1.6 Энергетический потенциал биомассы
Российские ресурсы биомассы включают огромные леса, открытые лесистые
местности, отходы лесного и сельскохозяйственного производств. На первое января
2001 года в России было 406 млн. гектаров сельскохозяйственных угодий (23,8%
всей территории) и 1097 млн. гектаров лесных угодий (64,1% всей территории).
В России ежегодно производится около 15 миллиардов тонн биомассы, что
является энергетическим эквивалентом 8 млрд. т.у.т. Биомасса, пригодная для про-
изводства энергии включает до 800 млн. тонн древесины, 250 млн. тонн сельскохо-
зяйственных отходов, 70 млн. тонн древесных отходов (лесная и целлюлознобу-
мажная промышленность), до 60 млн. тонн твердых бытовых отходов и 10 млн.
тонн отходов животного происхождения. Эти ресурсы в принципе могут обеспе-
чить производство около 100 млн. т.у.т. биогаза (120 млрд. м
3
)иот30до40млн.
т.у.т. метанола в год.
На северо-западе России в Мурманской, Архангельской, Вологодской,
Псковской, Новгородской, Ленинградской областях, в республике Коми и Карелии
отходы лесопильных и целлюлозно-бумажных предприятий могли бы обеспечить
от 45 до 50 ТВт*ч в год. По оценкам Лесного комитета Ленинградской области дре-
весные отходы в области составляют 250000 м
3
(12% годового объема деревообра-
ботки), из которых от одной трети до половины остаются неиспользованными. Ка-
релия, Коми, Вологодская и Архангельская области каждая ежегодно производит
от2,5до7,5млн.м
3
древесных отходов.
Использование биомассы и отходов для комбинированного производства
тепла и электроэнергии коммерчески оправдано во многих районах России. Сель-
скохозяйственные, бытовые и промышленные отходы в настоящее время недоис-
пользуются для производства энергии. Эксплуатация этих ресурсов с применением
доступных современных технологий имеет многочисленные экономические пре-
имущества для промышленных предприятий и муниципалитетов.

30
Использование древесины для производства энергии особенно привлекатель-
но на севере и северо-западе России. В Финляндии, имеющей сходные с этой ча-
стью России климат и ресурсы, древесное топливо в 2000 году составляло 20%
полного потребления первичной энергии и использовалось для генерации 9,3%
электроэнергии.
В северо-западных районах России лесная и целлюлозно-бумажная промыш-
ленность сильно развита. Северо-запад производит 60% российской бумаги. Лесная
и целлюлознобумажная промышленность являются крупными потенциальными
поставщиками отходов биомассы для генерирующих компаний и местных пред-
приятий. Они так же являются крупными потенциальными потребителями биоло-
гического топлива для собственных нужд.
Биологическое топливо обеспечивает лишь 20-30% энергетических потреб-
ностей российской целлюлозно-бумажной промышленности, в то время как в Ев-
ропе этот показатель составляет 52%. Увеличение доли биологического топлива
увеличило бы надежность электро- и теплоснабжения предприятий целлюлозно-
бумажной промышленности, а так же снизило бы издержки.
В России в настоящее время работают несколько комплексов с биогазовыми
установками, среди них: в Подмосковье – птицефабрика «Новомосковская», жи-
вотноводческая ферма «Поярково» агрофирмы «Искра» Солнечногорского района
Московской области, Сергачевская птицефабрика в Нижегородской области. В
Российской отраслевой программе «Энергосбережение в АПК» запланировано
строительство 126 биогазовых установок. Кроме этого имеются технические разра-
ботки по использованию биогаза в качестве автомобильного топлива.
1.7 Экологические проблемы использования нетрадиционных
и возобновляемых источников энергии
В комплексе существующих экологических проблем энергетика занимает од-
но из ведущих мест. В связи с интенсивным вовлечением возобновляемых источ-
ников энергии в практическое использование особое внимание обращается на эко-
логический аспект их воздействия на окружающую среду.
Существует мнение, что выработка электроэнергии за счет возобновляемых
источников представляет собой абсолютно экологически «чистый» вариант. Это не
совсем верно, так как эти источники энергии обладают принципиально иным спек-
тром воздействия на окружающую среду по сравнению с традиционными энерго-
установками на органическом, минеральном и гидравлическом топливе, причем в
некоторых случаях воздействия последних представляют даже меньшую опасность.
К тому же определенные виды экологического воздействия НВИЭ на окружающую
среду не ясны до настоящего времени, особенно во временном аспекте, а потому
изучены и разработаны еще в меньшей степени, чем технические вопросы исполь-
зования этих источников.
Разновидностью возобновляемых источников энергии являются гидро-
энергетические ресурсы. Долгое время их также относили к экологически «чи-
стым» источникам энергии. Не принимая во внимание экологические последствия
такого использования, естественно, не проводилось достаточных разработок при-

31
родоохранных и средозащитных мероприятий, что привело гидроэнергетику на ру-
беже 90-х годов к глубокому кризису. Поэтому возможные экологические послед-
ствия применения НВИЭ должны быть исследованы заранее.
Преобразование энергии нетрадиционных возобновляемых источников в
наиболее пригодные формы ее использования – электричество или тепло – на
уровне современных знаний и технологий обходится довольно дорого. Однако во
всех случаях их использование приводит к эквивалентному снижению расходов
органического топлива и меньшему загрязнению окружающей среды. До настояще-
го времени во всех методиках, в которых приводится технико-экономическое сопо-
ставление традиционных видов получения энергии с возобновляемыми источника-
ми, эти факторы не учитывались вообще или только отмечались, но не оценивались
количественно. Таким образом, актуальной становится задача разработки научно
обоснованных методов экономической оценки экологических последствий исполь-
зования различных видов возобновляющихся источников энергии и новых методов
преобразования энергии, которые должны количественно учесть факторы иного, по
сравнению с традиционными установками, воздействия на окружающую среду.
Рассмотрим основные факторы экологического воздействия нетрадиционных
возобновляющихся источников энергии на различные природные среды и объекты.
Экологические последствия развития солнечной энергетики. Солнечные
станции являются еще недостаточно изученными объектами, поэтому отнесение их
к экологически чистым электростанциям нельзя назвать полностью обоснованным.
В лучшем случае к экологически чистой можно отнести конечную стадию – стадию
эксплуатации СЭС, и то относительно.
Солнечные станции являются достаточно землеемкими. Удельная землеем-
кость СЭС изменяется от 0,001 до 0,006 га/кВт с наиболее вероятными значениями
0,003-0,004 га/кВт. Это меньше, чем для ГЭС, но больше, чем для ТЭС и АЭС. При
этом надо учесть, что солнечные станции весьма материалоемки (металл, стекло,
бетон и т.д.), к тому же в приведенных значениях землеемкости не учитываются
изъятие земли на стадиях добычи и обработки сырья. В случае создания СЭС с
солнечными прудами удельная землеемкость повысится и увеличится опасность
загрязнения подземных вод рассолами.
Солнечные концентраторы вызывают большие по площади затенения земель,
что приводит к сильным изменениям почвенных условий, растительности и т.д .
Нежелательное экологическое действие в районе расположения станции вызывает
нагрев воздуха при прохождении через него солнечного излучения, сконцентриро-
ванного зеркальными отражателями. Это приводит к изменению теплового баланса,
влажности, направления ветров; в некоторых случаях возможны перегрев и возго-
рание систем, использующих концентраторы, со всеми вытекающими отсюда по-
следствиями. Применение низкокипящих жидкостей и неизбежные их утечки в
солнечных энергетических системах во время длительной эксплуатации могут при-
вести к значительному загрязнению питьевой воды. Особую опасность представ-
ляют жидкости, содержащие хроматы и нитриты, являющиеся высокотоксичными
веществами.
Гелиотехника косвенным образом оказывает влияние на окружающую среду.
В районах ее развития должны возводиться крупные комплексы по производству

32
бетона, стекла и стали. Во время изготовления кремниевых, кадмиевых и арсенидо-
гелиевых фотоэлектрических элементов в воздухе производственных помещений
появляются кремниевая пыль, кадмиевые и арсенидные соединения, опасные для
здоровья людей.
Космические СЭС за счет СВЧ-излучения могут оказывать влияние на кли-
мат, создавать помехи теле-и радиосвязи, воздействовать на незащищенные живые
организмы, попавшие в зону его влияния. В связи с этим необходимо использовать
экологически чистый диапазон волн для передачи энергии на Землю.
Неблагоприятные воздействия солнечной энергии на окружающую среду мо-
гут проявляться:
 в отчуждении земельных площадей, их возможной деградации;
 в большой материалоемкости;
 в возможности утечки рабочих жидкостей, содержащих хлораты и нитриты;
 в опасности перегрева и возгорания систем, заражения продуктов токсич-
ными веществами при использовании солнечных систем в сельском хозяйстве;
 в изменении теплового баланса, влажности, направления ветра в районе
расположения станции;
 в затемнении больших территорий солнечными концентраторами, возмож-
ной деградации земель;
 в воздействии на климат космических СЭС;
 в создании помех телевизионной и радиосвязи;
 в передаче энергии на Землю в виде микроволнового излучения, опасного
для живых организмов и человека.
Влияние ветроэнергетики на природную среду. Факторы воздействия ВЭС
на природную среду, а также последствия этого влияния и основные мероприятия
по снижению и устранению отрицательных проявлений приведены в табл. 3.7. Рас-
смотрим некоторые из них более подробно.
Под мощные промышленные ВЭС необходима площадь из расчета от 5 до 15
МВт/км
2
в зависимости от розы ветров и местного рельефа района. Для ВЭС мощ-
ностью 1000 МВт потребуется площадь от 70 до 200 км
2
. Выделение таких площа-
дей в промышленных регионах сопряжено с большими трудностями, хотя частично
эти земли могут использоваться и под хозяйственные нужды. Например, в Кали-
форнии в 50 км от г. Сан-Франциско на перевале Алтамонт-Пасс земля, отведенная
под парк мощной ВЭС, одновременно служит для сельскохозяйственных целей.
Проблема использования территории упрощается при размещении ВЭС на
акваториях. Например, предложения по созданию мощных ВЭС на мелководных
акваториях Финского залива и Ладожского озера не связаны с изъятием больших
территорий из хозяйственного, пользования. Из отводимой площади акватории для
ВЭС непосредственно под сооружения для ВЭУ понадобится лишь около 2%. В
Дании дамба, на которой установлен парк ВЭУ, одновременно является пирсом для
рыболовных судов. Использование территории, занятой ветровым парком, под дру-
гие цели зависит от шумовых эффектов и степени риска при поломках ВЭУ. У
больших ВЭУ лопасть при отрыве может быть отброшена на 400-800 м.
Наиболее важный фактор влияния ВЭС на окружающую среду – это акусти-
ческое воздействие. В зарубежной практике выполнено достаточно исследований и

33
натурных изменений уровня и частоты шума для различных ВЭУ с ветроколесами,
отличающимися конструкцией, материалами, высотой над землей, и для разных
природных условий (скорость и направление ветра, поверхность и т.д.) .
Таблица 1.10 – Методы устранения негативного влияния ВЭУ на
окружающую среду
Факторы воздействия
Методы устранения
Изъятие земельных ресур-
сов, изменение свойств
почвенного слоя
Размещение ВЭУ на неиспользуемых землях.
Оптимизация размещения – минимизация
расхода земли. Целенаправленный учет из-
менений свойств почвенного слоя. Компен-
сационные расчеты с землепользователями.
Акустическое воздействие
(шумовые эффекты)
Изменение числа оборотов ветроколеса (ВК).
Изменение форм лопасти ВК. Удаление ВЭУ
от объектов социальной инфраструктуры.
Замена материалов лопастей ВК.
Влияние на ландшафт и его
восприятие
Учет особенностей ландшафта при размеще-
нии ВЭУ. Рекреационное использование
ВЭУ. Изыскание различных форм опорных
конструкций, окраски и т.д.
Электромагнитное излуче-
ние, телевидение и радио-
связь
Сооружение ретрансляторов. Замена матери-
алов лопастей ВК. Внедрение специальной
аппаратуры в конструкцию ВЭУ. Удаление
от коммуникаций.
Влияние на орнитофауну на
перелетных трассах и мор-
скую фауну при размеще-
нии ВЭС на акваториях
Анализ поражаемости птиц на трассах пере-
лета и рыб на путях миграции. Расчет веро-
ятности поражения птиц и рыб.
Аварийные ситуации, опас-
ность поломки и отлета по-
врежденных частей ВК
Расчет вероятности поломок ветроколеса,
траектории и дальности отлета. Оценка
надежности безаварийной работы ВЭУ. Зо-
нирование производства вокруг ВЭУ.
Факторы,
улучшающие
экологическую ситуацию
Уменьшение силы ветра. Снижение ветровой
эрозии почв. Уменьшение ветров с акваторий
водоемов и водохранилищ.
Шумовые эффекты от ВЭУ имеют разную природу и подразделяются на ме-
ханические (шум от редукторов, подшипников и генераторов) и аэродинамические
воздействия. Последние, в свою очередь, могут быть низкочастотными (менее 16-
20 Гц) и высокочастотными (от 20 Гц до нескольких кГц). Они вызваны вращением
рабочего колеса и определяются следующими явлениями: образованием разряже-
ния за ротором или ветроколесом с устремлением потоков воздуха в некую точку
схода турбулентных потоков; пульсациями подъемной силы на профиле лопасти;
взаимодействием турбулентного пограничного слоя с задней кромкой лопасти.

34
Удаление ВЭС от населенных пунктов и мест отдыха решает проблему шу-
мового эффекта для людей. Однако шум может повлиять на фауну, в том числе на
морскую фауну в районе экваториальных ВЭС. По зарубежным данным, вероят-
ность поражения птиц ветровыми турбинами оценивается в 10%, если пути мигра-
ции проходят через ветровой парк. Размещение ветровых парков повлияет на пути
миграции птиц и рыб для экваториальных ВЭС.
Высказываются предположения, что экранирующее действие ВЭС на пути
естественных воздушных потоков будет незначительным и его можно не прини-
мать во внимание. Это объясняется тем, что ВЭУ используют небольшой призем-
ный слой перемещающихся воздушных масс (около 100-150 м) и притом не более
50% их кинетической энергии. Однако мощные ВЭС могут оказать влияние на
окружающую среду: например, уменьшить вентиляцию воздуха в районе размеще-
ния ветрового парка. Экранирующее действие ветрового парка может оказаться
эквивалентным действию возвышенности такой же площади и высотой порядка
100-150 м.
Неблагоприятные факторы ветроэнергетики:
 шумовые воздействия, электро-, радио-и телевизионные помехи;
 отчуждение земельных площадей;
 локальные климатические изменения;
 опасность для мигрирующих птиц и насекомых;
 ландшафтная несовместимость, непривлекательность, визуальное невос-
приятие, дискомфортность;
 изменение традиционных морских перевозок, неблагоприятные воздействия
на морских животных.
Экологические характеристики гидроэнергетики. ГЭС считаются наиболее
надежными и в экологическом отношении и нейтральными, а в целом – более без-
опасными, чем другие традиционные виды энергетики. Однако это слишком опти-
мистичное мнение. Действительно, гидроэнергетика экологически более нейтраль-
на в сравнении с ТЭС и АЭС. Однако и работа ГЭС имеет ряд экологических осо-
бенностей:
 затопление земель, изымаемых из хозяйственного оборота;
 изменение климата в зонах водохранилищ;
 нарушение условий существования и нереста рыбы, сокращение рыбных
запасов;
 разрушение плотины ГЭС при военных действиях может привести к ката-
строфическому спуску воды из водохранилища, возникновению волны высотой в
десятки метров, которая может уничтожить города, расположенные в долине реки
ниже ГЭС;
 строительство ГЭС может привести к наведенной сейсмичности.
На последнем пункте следует остановиться подробнее, поскольку это касает-
ся не только экологии, но и имеет прямую связь с надежностью и безопасностью.
Давно замечено, что во многих случаях создание водохранилищ провоцирует появ-
ление (или усиление) сейсмичности, увеличивает силу подземных толчков. Вероят-
ных объяснений механизма этого явления существует достаточно много, но сам
факт множественности объяснений говорит о недостаточном его понимании.

35
Рассмотрим несколько примеров. До заполнения водохранилища Нурекской
ГЭС землетрясения разной интенсивности в районе случались 3-4 раза в декаду.
При заполнении водохранилища в 1972 г. сейсмическая активность резко повыси-
лась: в радиусе 5 км число слабых землетрясений увеличилось в несколько раз, а
когда уровень воды повысился до 100 м, их число возросло более чем в десять раз;
увеличилось их число и в зоне до 15 км от водохранилища.
До заполнения водохранилища Шиваджисагар на реке Койнав Индии в 1962
г. данных о сейсмической активности этого района не было – полуостров Индостан
считался асейсмической областью. С началом заполнения в районе водохранилища
стали ощущаться толчки средней силы (магнитуда 3-4 балла). Все это сопровожда-
лось звуками, похожими на взрывы, интенсивность и частота которых, особенно
вблизи плотины, постепенно усиливались. Наконец, 10 октября 1967 г. произошло
землетрясение с магнитудой, по данным различных источников, от 5,9 до 7,0 бал-
лов. В результате этого землетрясения 200 человек погибло, более 1,5 тыс. было
ранено и несколько тысяч человек, в основном жители поселка Койнангар, оста-
лись без крова, так как почти все дома были разрушены. Пострадала и плотина. В
последующем толчки меньшей силы (афтершоки) продолжались и эпицентры их
концентрировались по-прежнему в районе плотины.
В этом же ряду можно назвать землетрясения с толчками 7-8 баллов, про-
изошедшие во время заполнения водохранилищ Кариба на реке Замбези (Замбия-
Зимбабве) и Кренеста (Греция). Эти землетрясения также привели к трагическим
последствиям – повреждению плотин и человеческим жертвам.
Безопасность гидротехнических сооружений определяется не только наве-
денной сейсмичностью, но и просчетами в проектировании и воздействием стихии.
Кроме того военные всех стран рассматривают любую плотину как оружие
массового поражения, способное уничтожить войска, сооружения и коммуникации
противника. Для любой плотины рассчитаны время и площадь поражения в случае
ее разрушения; объем водохранилищ указывался на картах, что в советское время
являлось одной из причин секретности подобных карт. При постройке плотины
предусматриваются как возможности ее подрыва в случае необходимости, так и
меры по ее защите.
Как показали последние события, крупные аварии с человеческими жертвами
и вероятным воздействием на экологию могут быть вызваны и технологическими
причинами, связанными с энергетическим оборудованием ГЭС.
17 августа 2009 г. на Саяно-Шушенской ГЭС произошла крупная авария, ко-
торую называют самой значительной технологической катастрофой за последние
четверть века. В считанные минуты погибли 75 человек.
В результате аварии были полностью разрушены три гидроагрегата из десяти,
частично обрушились кровля и стена машинного зала, три гидроагрегата оказались
заваленными металлическими и железобетонными конструкциями и получили зна-
чительные повреждения, еще два гидроагрегата получили внутренние поврежде-
ния. Практически в работоспособном состоянии остался только один из агрегатов, в
момент аварии находившийся в ремонте, то есть он был остановлен и его проточ-
ная часть осушена. Однако и для пуска этого агрегата необходимые восстанови-
тельные работы продолжались несколько месяцев.

36
Малоизвестный факт: в 1980-е годы аналогичная авария имела место на Ну-
рекской ГЭС. Но в то время вся информация была засекречена.
Возможные экологические проявления геотермальной энергетики. Основ-
ное воздействие на окружающую среду геотермальные электростанции оказывают
в период разработки месторождения, строительства паропроводов и здания стан-
ций, но оно обычно ограничено районом месторождения.
Природный пар или газ добываются бурением скважин глубиной от 300 до
2700 м. Под действием собственного давления пар поднимается к поверхности, где
собирается в теплоизолированные трубопроводы и подается к турбинам.
Высокая сейсмическая активность является одним из признаков близости
геотермальных месторождений, и этот признак используется при поисках ресурсов.
Однако интенсивность землетрясений в зоне термальных явлений, вызванных вул-
канической деятельностью, обычно значительно меньше интенсивности землетря-
сений, вызванных крупными смещениями земной коры по разломам. Поэтому нет
оснований считать, что разработка геотермальных ресурсов увеличивает сейсмиче-
скую активность.
На ГеоТЭС не происходит сжигания топлива, поэтому объем отравляющих
газов, выбрасываемых в атмосферу, значительно меньше, чем на ТЭС, и они имеют
другой химический состав по сравнению с газообразными отходами станций на ор-
ганическом топливе. Пар, добываемый из геотермальных скважин, в основном яв-
ляется водяным. Газовые примеси на 80% состоят из двуокиси углерода и содержат
небольшую долю метана, водорода, азота, аммиака и сероводорода. Наиболее
вредным является сероводород (0,0225%). В геотермальных водах содержатся в
растворенном виде такие газы, как SO2, N2, NH3, H2S, CH4, H2.
Потребность ГеоТЭС в охлаждающей воде (на 1 кВт·ч электроэнергии) в 4-5
раз выше, чем ТЭС, из-за более низкого КПД. Сброс отработанной воды и конден-
сата для охлаждения в водоемы может вызвать их тепловое загрязнение, а также
повышение концентрации солей, в том числе хлористого натрия, аммиака, кремне-
зема, и таких элементов, как бор, мышьяк, ртуть, рубидий, цезий, калий, фтор,
натрий, бром, иод, хотя и в небольших количествах. С ростом глубин скважин воз-
можно увеличение этих поступлений.
Одно из неблагоприятных проявлений ГеоТЭС – загрязнение поверхностных
и грунтовых вод в случае выброса растворов высокой концентрации при бурении
скважин. Сброс отработанных термальных вод может вызвать заболачивание от-
дельных участков почвы в условиях влажного климата, а в засушливых районах –
засоление. Опасен прорыв трубопроводов, в результате которого на землю могут
поступить большие количества рассолов.
ГеоТЭС, имея КПД в 2-3 раза меньше, чем АЭС и ТЭС, дают в 2-3 раза
больше тепловых выбросов в атмосферу. В качестве простого пути сокращения
воздействий на окружающую среду следует рекомендовать создание круговой цир-
куляции теплоносителя на ГеоТЭС по системе «скважина – теплосъемные агрегаты
–
скважина – пласт». Это позволит избежать поступления термальных вод на по-
верхность земли, в грунтовые воды и поверхностные водоемы, обеспечить сохра-
нение пластового давления, исключить оседание грунта и любую возможность сей-
смических проявлений.

37
Неблагоприятные экологические воздействия геотермальной энергетики на
экологию:
 отчуждение земель;
 изменение уровня грунтовых вод, оседание почвы, заболачивание;
 подвижки земной коры, повышение сейсмической активности;
 выбросы газов (метан, водород, азот, аммиак, сероводород);
 выброс тепла в атмосферу или в поверхностные воды;
 сброс отравленных вод и конденсата, загрязненных в небольших количе-
ствах аммиаком, ртутью, кремнеземом;
 загрязнение подземных вод и водоносных слоев, засоление почв;
 выбросы больших количеств рассолов при разрыве трубопроводов.
Экологические последствия использования энергии океана. При преобразо-
вании любых видов океанической энергии неминуемы определенные изменения
естественного состояния затрагиваемых экосистем. К отрицательным последствиям
работы установок, использующих термальную энергию океана, можно отнести
возможные утечки в океан аммиака, пропана или фреона, а также веществ, приме-
няемых для промывки теплообменников (хлор и др.) . Возможно значительное вы-
деление углекислого газа из поднимаемых на поверхность холодных глубинных
вод из-за снижения в них парциального давления СО2 и повышения температуры,
Выделение СО2 из воды при работе океанических ТЭС предположительно на 30%
больше, чем при работе обычных ТЭС той же мощности, использующих органиче-
ское топливо. Охлаждение вод океана вызывает увеличение содержания питатель-
ных веществ в поверхностном слое и значительный рост фитопланктона. При подъ-
еме к поверхности глубинные микроорганизмы будут загрязнять океан и придется
применять специальные меры для его очистки.
Строительство ПЭС сказывается неблагоприятно на состоянии прибрежных
земель, самого побережья и аквальной вдольбереговой полосы: изменяются усло-
вия подтопления, засоления, размыва берегов, формирование пляжей и т.д. Изме-
нение движения грунтовых вод влияет на динамику засоления прибрежных земель.
При установке преобразователей вблизи побережья возникают проблемы эс-
тетического характера, так как они видны с берега. Цепочка устройств типа ныря-
ющих уток Солтера длиной в несколько километров выглядит эстетически менее
привлекательно, чем группа продуманно размещенных отдельно стоящих преобра-
зователей энергии. Кроме того, непрерывная линия преобразователей в отличие от
отдельно расположенных установок может стать препятствием для навигации и
оказаться опасной для судов во время сильных штормов.
Один из важных вопросов влияния на окружающую среду преобразования
энергии волн в прибрежной зоне – это воздействие на процессы в ее пределах. Ве-
щества, перемещаемые волнами, называются прибрежными наносами. Движение
их необходимо для стабилизации береговой полосы, т. е. баланса между эрозией и
отложениями. В связи с этим цепь из преобразователей энергии волн целесообраз-
но устанавливать в местах намечаемых волноломов, чтобы они выполняли двой-
ную функцию: использование энергии волн и защиту побережья.
Неблагоприятные экологические последствия в гидротермальной энергетике:
 утечки в океан аммиака, фреона, хлора и др.;

38
 выделение СО2 из воды;
 изменение циркуляции вод, появление региональных и биологических ано-
малий под воздействием гидродинамических и тепловых возмущений;
 изменение климата.
 Неблагоприятные экологические последствия в приливной энергетики:
 периодическое затопление прибрежных территорий, изменение землеполь-
зования в районе ПЭС, флоры и фауны акватории;
 строительное замутнение воды, поверхностные сбросы загрязненных вод.
 Неблагоприятные экологические последствия в волновой энергетике:
 эрозия побережья, смена движения прибрежных песков;
 значительная материалоемкость;
 изменение сложившихся судоходных путей вдоль берегов;
 загрязнение воды в процессе строительства, поверхностные сбросы.
Экологическая характеристика использования биоэнергетических уста-
новок. Биоэнергетические станции по сравнению с традиционными электростанци-
ями и другими НВИЭ являются наиболее экологически безопасными. Они способ-
ствуют избавлению окружающей среды от загрязнения всевозможными отходами.
Так, например, анаэробная ферментация – эффективное средство не только реали-
зации отходов животноводства, но и обеспечения экологической чистоты, так как
твердые органические вещества теряют запах и становятся менее привлекательны-
ми для грызунов и насекомых (в процессе перегнивания разрушаются болезнетвор-
ные микроорганизмы). Кроме того, образуются дополнительный корм для скота
(протеин) и удобрения.
Городские стоки и твердые отходы, отходы при рубках леса и деревообраба-
тывающей промышленности, представляя собой возможные источники сильного
загрязнения природной среды, являются в то же время сырьем для получения энер-
гии, удобрений, ценных химических веществ. Поэтому широкое развитие биоэнер-
гетики эффективно в экологическом отношении. Однако неблагоприятные воздей-
ствия на объекты природной среды при энергетическом использовании биомассы
имеют место. Прямое сжигание древесины дает большое количество твердых ча-
стиц, органических компонентов, окиси углерода и других газов. По концентрации
некоторых загрязнителей они превосходят продукты сгорания нефти и ее произ-
водных. Другим экологическим последствием сжигания древесины являются зна-
чительные тепловые потери.
По сравнению с древесиной биогаз – более чистое топливо, непроизводящее
вредных газов и частиц. Вместе с тем необходимы меры предосторожности при
производстве и потреблении биогаза, так как метан взрывоопасен. Поэтому при его
хранении, транспортировке и использовании следует осуществлять регулярный
контроль для обнаружения и ликвидации утечек.
При ферментационных процессах по переработке биомассы в этанол образу-
ется большое количество побочных продуктов (промывочные воды и остатки пере-
гонки), являющихся серьезным источником загрязнения среды, поскольку их вес в
несколько раз (до 10) превышает вес этилового спирта.

39
2 ВЕТРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА
2.1 Энергия ветра
Атмосфера планеты Земля представляет собой тонкую газовую оболочку,
окутывающую ее поверхность. Толщина «плотной» атмосферы составляет всего
лишь 40-50 км. На высоте 70 км относительно уровня океана плотность воздуха в
1000 раз меньше его плотности над этой «нулевой» поверхностью. Основная же
масса атмосферы (примерно 90%) сосредоточена в оболочке толщиной 16 км.
Именно в этом слое проявляются многие атмосферные процессы, оказывающие
влияние на окружающую среду и жизнедеятельность человека. К таким физиче-
ским процессам относится также и перемещение воздушных масс, называемое ве-
тер. Ветер меняется с течением времени. В большинстве регионов наблюдаются
значительные сезонные изменения ветровых потоков. Причем в зимние месяцы
скорость ветра обычно выше, чем летом.
Ветер – это направленное перемещение воздушных масс. Ветровую энергию
можно рассматривать как одну из форм проявления солнечной энергии, потому что
Солнце является тем первоисточником, который влияет на погодные явления на
Земле. Ветер возникает из-за неравномерного нагрева Солнцем Земли. Кроме того,
неравномерный нагрев земной поверхности объясняется тем, что различные участ-
ки поверхности нагреваются Солнцем и охлаждаются различно. Особенное значе-
ние имеет способность воды и суши различно нагреваться и охлаждаться.
Суша быстро нагревается до более высокой температуры, но быстро и осты-
вает. Вода же (особенно в морях и океанах) благодаря постоянному перемешива-
нию нагревается очень медленно, но зато сохраняет свое тепло значительно доль-
ше, чем суша. Объясняется это тем, что теплоемкость воды и суши различна. По-
разному нагреваются под лучами Солнца и различные участки суши. Например,
черная голая земля нагревается значительно сильнее, чем, скажем, зеленое поле.
Сильно нагревается Солнцем песок и камень, много слабее лес и трава. Способ-
ность различных участков земли по-разному нагреваться под лучами Солнца зави-
сит также от того, какая доля падающих на поверхность лучей поглощается по-
верхностью и какая отражается.
Различные тела имеют различную отражательную способность. Так, снег
усваивает лишь 15% солнечной энергии, песок 70%, а вода отражает только 5% и
поглощает 95. От различно нагретых участков земного шара по-разному нагревает-
ся и воздух. Насколько различно количество тепла, получаемое воздухом в разных
местах, видно из такого примера. В пустыне воздух получает от нагретого песка в
130 раз больше тепла, чем получает воздух от воды в море, находящемся на одной
широте с пустыней. Поверхность воды и территории, закрытые облаками, нагрева-
ются намного медленнее; соответственно, поверхность земли, доступная для сол-
нечного излучения, нагревается быстрее.
Воздух, находящийся над нагретой поверхностью земли, нагревается и под-
нимается вверх, так как его удельный вес при нагревании становится меньше, со-
здавая области пониженного давления. Воздух из областей повышенного давления

40
перемещается в направлении областей низкого давления, тем самым создавая ветер.
Вращение Земли также вызывает отклонения воздушных течений и приводит к
возникновению атмосферной циркуляции.
Однако в действительности характер течения воздушных масс значительно
сложнее. Совместное действие сил трения, так называемых сил Кариолиса, разъ-
единяет циркуляцию на несколько частей. Силы трения возникают под воздействи-
ем географических факторов: расположения океанов, материков и их рельефа и пр.
На рис. 2.1 приведена упрощенная схема главных воздушных течений. Как
видно из схемы, даже в простейшем виде движение воздушных масс над Землей
представляет собой довольно сложную картину.
На широтах, близких
к 30, где воздушные мас-
сы опускаются под влия-
нием центробежных сил,
располагается зона повы-
шенного давления и шти-
лей. Отклонение ветра
влево или вправо по стрел-
кам обусловлено вращени-
ем Земли и влиянием сил
Кариолиса. На близких к
60 широтах климат харак-
теризуется довольно не-
устойчивым ветровым ре-
жимом. Это обусловлено
встречным
движением
воздушных масс: с севера
–
холодных, с юга – теплых. Движение по криволинейной траектории вызывает по-
явление центробежных сил.
На экваторе у земной поверхности лежит зона затишья со слабыми перемен-
ными ветрами. На север и на юг от зоны затишья расположены зоны пассатов, ко-
торые вследствие вращения Земли с запада на восток имеют отклонение к западу.
Таким образом, в северном полушарии постоянные ветры приходят с северо-
востока, в южном с юго-востока.
Пассаты простираются примерно до 30° северной и южной широт и отлича-
ются равномерностью воздушных течений по направлению и скорости. Средняя
скорость юго-восточных пассатов северного полушария у поверхности земли до-
стигает 6-8 м/с. Эти ветры вблизи больших континентов нарушаются сильными
годовыми колебаниями температуры и давления над материками. Высота слоя пас-
сатов простирается от 1 до 4 км.
Выше над пассатами находится слой переменных ветров, а над этим слоем
находится зона антипассатов, дующих в направлении, противоположном направле-
нию пассатов. Высота слоя антипассатов меняется от 4 до 8 км в зависимости от
времени года и от места. В субтропических широтах в поясах высокого давления
зоны пассатов сменяются штилевыми областями. К северу и югу от этих областей
Рис. 2 .1 – Упрощенная схема главных воздушных
потоков [http://avia.pro/sites/default/files/pictures/
katastrofi/mediapreview]

41
приблизительно до 70° на всех высотах дуют ветры между западным и юго-
западным румбами в северном полушарии и между западным и северо-западным –
в южном полушарии. В этих широтах, кроме того, в атмосфере непрерывно возни-
кают и затухают вихревые движения, усложняющие простую схему общей цирку-
ляции атмосферы.
Циркуляционные изменения направления движения воздушных масс обу-
словлены влиянием океанских течений – холодных и теплых, рельефом местности
и множеством других цикличных и случайных факторов.
Все эти причины осложняют общую циркуляцию атмосферы. Возникает ряд
отдельных циркуляции, в той или иной степени связанных друг с другом.
Местные ветры. Особые местные условия рельефа земной поверхности (мо-
ря, горы и т.п .) вызывают местные ветры.
Бризы. Вследствие изменения температур днем и ночью возникают берего-
вые морские ветры, которые называются бризами.
Днем при солнечной погоде суша нагревается сильнее, чем поверхность мо-
ря, поэтому нагретый воздух становится менее плотным и поднимается вверх. Вме-
сте с этим более холодный морской воздух устремляется на сушу, образуя морской
береговой ветер. Поднимающийся над сушей воздух течет в верхнем слое в сторону
моря и на некотором расстоянии от берега опускается вниз.
Таким образом возникает циркуляция воздуха с направлением внизу – на бе-
рег моря, вверху – от суши к морю. Ночью над сушей воздух охлаждается сильнее,
чем над морем, поэтому направление циркуляции изменяется: внизу воздух течет
на море, а вверху с моря на сушу. Зона распространения бриза около 40 км в сторо-
ну моря и 40 км в сторону суши. Высота распространения бризов в наших широтах
достигает от 200 до 300 м. В тропических странах бризы наблюдаются почти в те-
чение всего года, а в умеренном поясе только летом, при жаркой погоде. У нас бри-
зы можно наблюдать летом у берегов Черного и Каспийского морей.
Муссоны. Годовые изменения температуры в береговых районах больших
морей и океанов также вызывают циркуляцию, аналогичную бризам, но с годовым
периодом. Эта циркуляция, более крупного размера, чем бризы, называется муссо-
нами. Возникают муссоны по следующим причинам. Летом континент нагревается
сильнее, чем окружающие его моря и океаны. Благодаря этому над континентом
образуется пониженное давление, и воздух внизу устремляется к континенту от
океанов, а вверху наоборот, течет от континентов к окружающим океанам. Эти вет-
ры носят название морских муссонов. Зимой континенты значительно холоднее,
чем поверхность моря; над ними образуется область повышенного давления.
Вследствие этого нижние слои воздуха направляются от континента к океанам, а в
верхних слоях – наоборот, от океанов к континентам. Эти ветры называются мате-
риковыми муссонами.
Сильные муссоны можно наблюдать на южном побережье Азии – в Индий-
ском океане и Аравийском море, где летом они имеют юго-западное направление, а
зимой – северо-восточное. У восточных берегов Азии также наблюдаются муссоны.
Зимою дуют суровые северозападные материковые ветры; летом юго-восточные и
южные морские влажные ветры. Эти ветры значительно влияют на климат Дальне-
восточного края.

42
В общем случае движение воздушных масс происходит по криволинейным
траекториям, что вызывает появление центробежных сил вокруг центров низкого и
высокого давлений. Такие движения называются соответственно циклоном и анти-
циклоном.
Прибор, при помощи которого осуществляется измерение скорости ветра,
называется анемометр. Но оценить скорость ветра приблизительно можно и по
внешним сравнительным признакам, приведенным в таблице Бофора, табл. 2.1
Таблица 2.1 – Сила ветра по шкале Бофорта
Баллы
по
шкале
Характ-
ка силы
ветра
Скорость
ветра
м/сек.
Скорость
ветра
км/час
Объективное проявление
0
Штиль
0-0,2
0-0,7
Дым поднимается вертикально
1
Тихий
0,3-
1,5
1,08-
5,4
Дым начинает отклоняться от вертикального
положения, флюгеры, даже самые чувстви-
тельные, не вращаются
2
Легкий
1,6-
3,3
5,76-
11,9
Движение ветра ощущается лицом, шелест
листьев, приводятся в движение флюгеры,
ветрогенераторы входят в рабочий режим
3
Слабый
3,4-
5,4
12,24-
19,4
Листья и самые тонкие ветки деревьев колы-
шутся, развеваются флаги, установленные на
высоте
4
Умерен-
ный
5,5-
7,9
19,8-
28,4
Ветер поднимает пыль и мелкие бумажки,
приводит в движение тонкие ветви деревьев
5
Свежий
8-
10,7
28,8-
38,5
Качаются тонкие стволы деревьев диаметром
2-4 см, на морских волнах появляются гре-
бешки, ветрогенераторы выходят на макси-
мальную мощность
6
Сильный
10,8-
13,8
38,88-
49,9
Качаются толстые сучья деревьев диаметром
6-8 см, слышен шум ветра в телеграфных
проводах
7
Крепкий
13,9-
17,1
50,04-
61,6
Качаются стволы деревьев в верхней их ча-
сти, идти против ветра неприятно
8
Очень
крепкий
17,2-
20,7
61,92-
74,5
Ветер ломает сухие сучья деревьев, идти про-
тив ветра очень трудно
9
Шторм
20,8-
24,4
74,88-
87,8
Небольшие повреждения; ветер срывает неза-
крепленные дымовые колпаки и ветхую чере-
пицу
10
Сильный
шторм
24,5-
28,4
88,2-
102,2
Разрушения кровельных покрытий и неукреп-
ленных конструкций, ослабленные деревья
вырываются с корнем, автоматическое от-
ключение ветрогенераторов
11
Жесто-
кий
шторм
24,5-
32,6
102,6-
117,4
Большие разрушения на значительном про-
странстве
12 Ураган
32,7
117,7
Большие разрушения на значительном про-
странстве

43
Скорость ветра зависит от высоты над уровнем земли. Близко к земле ветер
замедляется за счет трения о земную поверхность. Таким образом, ветры бывают
сильнее на больших высотах по отношению к земле. Для сельскохозяйственных
полей и пустынных территорий при увеличении высоты над поверхностью земли в
два раза наблюдается увеличение скорости ветра приблизительно на 12%.
Среднегодовая скорость ветра характеризует ветровой потенциал террито-
рии. Это скорость ветра, которая определяется как среднее арифметическое значе-
ние всех наблюдаемых скоростей ветра в течение года. Средние скорости ветра мо-
гут быть вычислены и для других периодов: месячные, дневные, часовые.
Характеристики ветра измеряются на метеостанциях. На основе данных мно-
голетних наблюдений скоростей ветра в различных областях России составляются
специализированные карты ветров. В своей диссертации Креймер А.С. выполнил
анализ ветрового потенциала Краснодарского края (табл. 2.2 – 2.6) [8, 12, 13].
Таблица 2.2 – Скорость ветра на территории Краснодарского края
Расположение
метеостанции
Среднегодовая
скорость на
высоте 10 м
Средняя скорость ветра (м/с)
Максимальная
скорость
ветра (м/с)
Зима Весна Лето Осень
Краснодар
1,9
1,9 2,1 1,8 1,6
24
Адлер
2,5
2,8 2,5 2,4 2,5
26
Аибга (Сочи)
3,9
4,5 3,9 3,3 3,8
33
Анапа
4,3
5,5 4,4 3,2 4,3
29
Армавир
2,5
2,8 2,8 2,0 2,3
28
Белая Глина
2,5
3,0 2,8 1,9 2,1
27
Белореченск
1,9
1,9 2,3 1,8 1,7
24
Геленджик
2,4
2,7 2,3 2,1 2,6
39
Горный (Туап-
синский р-н)
2,7
3,1 3,0 2,3 2,4
30
Горячий Ключ
1,2
1,4 1,5 1,0 1,0
26
Джубга
2,8
3,6 2,3 2,1 3,1
27
Должанская
(Ейский р-н)
2,8
3,3 2,9 2,2 2,7
25
Ейск
2,8
2,7 2,8 3,1 2,6
23
Каневская
2,2
2,7 2,3 1,8 2,0
22
Кореновск
2,8
3,2 3,0 2,3 2,5
23
Красная Поля-
на (Сочи)
1,2
1,0 1,4 1,4 1,0
17
Кропоткин
2,2
2,6 2,5 1,9 1,9
21
Крымск
1,8
1,8 2,1 1,6 1,7
28

44
Продолжение таблицы 2.2
Кущевская
1,8
2,3 2,1 1,2 1,5
22
Лабинск
2,4
2,5 2,8 2,0 2,2
26
Новороссийск
4,1
5,4 3,5 3,1 4,5
44
Отрадная
2,5
2,6 2,9 2,2 2,1
26
Павловская
2,0
2,6 2,3 1,4 1,7
23
Приморско-
Ахтарск
2,5
2,8 2,5 2,2 2,3
20
Псебай
2,1
2,0 2,4 1,9 1,9
23
Сенной (Те-
мрюкский р-н)
3,4
4,2 3,6 2,5 3,3
27
Славянск-на -
Кубани
2,1
2,5 2,5 1,7 1,9
27
Сочи
2,2
2,6 2,0 1,9 2,3
25
Староминская
2,8
3,2 3,2 2,3 2,5
24
Темрюк
4,1
4,6 4,2 3,5 4,0
26
Тимашевск
2,6
2,9 2,9 2,2 2,3
23
Тихорецк
2,4
2,8 2,6 2,0 2,2
27
Туапсе
2,9
3,6 2,7 2,3 3,0
31
Усть-Лабинск
2,8
3,2 3,1 2,4 2,6
25
Таблица 2.3 – Расчетные среднемесячные и среднегодовая скорости ветра
(м/с) на высоте 10 м для открытой ровной поверхности
Населенный
пункт
Месяцы / скорость
Г
о
д
123456789101112
Ейск
7,27,77,576,765,85,75,96,77,57,96,7
Должанка
7,5887,57,46,86,66,46,37,37,687,2
Кущевская
4,45,15,14,84,13,332,92,83,64,64,74
Старо-
Минская
4,85,25,44,84,1332,72,63,34,854,1
Камыше
ватская
5,96,46,36,15,854,84,74,45,266,45,5
Сосыка
5,4 6 5,9 5,4 4,4 3,6 3,5 3,6 3,5 4,1 5,2 5,4 4,6
Белоглинская 5,6 6,3 6 5,5 4,6 3,5 3,3 3,5 3,4 4,3 5,6 5,9 4,7

45
Продолжение таблица 2.3
Каневская
4,9 5,4 5,7 5,1 4,3 3,6 3,4 3,1 3,1 3,7 4,8 5,1 4,3
Приморско-
Ахтарск
6,36,87,16,66,25,55,25,255,66,36,46
Тихорецк
5,7 6,3 6,7 6,2 4,9 4,2 3,5 3,7 4,1 5 6,1 6,1 5,3
Тимашевская 5,3 5,9 6,1 5,5 4,9 4,1 3,9 3,9 4 4,6 5,1 5,5 4,9
Выселки
5,55,66,15,454,33,93,53,84,655,84,9
Демин-Ерик 4,2 4,5 4,8 4,2 3,6 3,1 2,9 2,8 2,6 3,3 3,9 4,4 3,7
Кореновск
4,14,754,53,532,72,83,23,24,24,23,8
Кропоткин
3,544,64,23,73,12,832,93,33,83,53,5
Усть-Лабинск 4,1 4,6 5,1 4,7 3,9 3,4 3,3 3,3 3,3 3,9 4,3 4,2 4
Тамань
5,9 6,4 6,3 5,3 5,5 4,6 4,6 4,7 4,8 5,2 5,7 6,2 5,4
Темирго
евская
3 3,7 4,1 4,2 3,2 2,4 2,8 2,7 2,6 2,8 3,8 3,1 3,1
Краснодар
3,13,53,93,73,532,92,82,72,72,933,2
Майкоп
2,7 3,1 3,8 3,5 3,3 2,9 2,7 2,6 2,4 2,7 2,6 2,8 2,9
Краснодар
4,14,65,6543,63,23,13,33,64,14,54,1
Армавир
5,9 6,6 6,3 5,8 4,6 3,8 3,4 3,5 3,7 4,8 6,6 6,4 5,1
Крымск
3,4 3,6 4 3,4 3,1 2,9 2,7 2,5 2,4 2,7 2,8 3,3 3,2
Анапа
8,1 8,5 8,3 6,1 5,1 4,8 4,4 4,5 5 5,7 6,9 7,9 6,3
Курганная
3,8 4,4 4,3 3,8 3,5 2,8 2,7 2,8 2,2 3,1 3,2 3,7 3,4
Белореченск
2,3 3,1 3,9 3,4 2,9 2,5 2,4 2,2 2,2 2,3 2,4 2,4 2,6
Новороссийск 6,6 6,5 6,7 4,5 3,6 3,5 3,7 4,3 5 5,6 5,7 6,6 5,1
Абрау-
Дюрсо
5,5 5,7 5,4 3,4 3,1 2,5 2,4 2,4 2,6 3,3 4,3 5,4 3,8
Лабинск
2,5 3,1 3,4 3,4 2,7 2,5 2,4 2,3 2,3 2,6 3,1 2,4 2,7
Геленджик
5,5 5,7 5,9 3,9 3,3 3,5 3,9 4,1 4,6 4,8 4,6 5,4 4,6
Отрадная
2,3 2,8 3,8 4,1 3,6 2,7 2,6 2,8 2,7 2,8 2,9 2,6 3
Сочи
3,7 3,6 3,3 2,6 2,3 2,2 2,2 2,3 2,3 2,6 3 3,5 2,8
Адлер
3,9 3,7 3,8 3,2 3,1 2,9 3 3,3 3,1 2,9 3,2 3,9 3,3
Адлер
2,8 2,9 2,8 2,3 2,2 2 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,6 2,3

46
Таблица 2.4 – Среднее и наибольшее число дней с сильным ветром
(15 м/с и более)
No
п/п Станция
Сред
нее
Наибо
льшее
No
п/п Станция
Сред
нее
Наибо
льшее
1 Ейск
30
52 18 Крымск
20
40
2 Должанка
38
81 19 Анапа
45
80
3 Кущевская
18
48 20
Мархотский
Перевал
132 227
4
Старо-
Минская
19
57 21 Новороссийск 56 107
5 Сосыка
16
51 22 Абрау-Дюрсо 24
46
6 Белоглинская
34
80 23 Геленжик
26
49
7 Каневская
18
36 24 Джугба
28
—
8
Приморско-
Ахтарск
30
66 25 Гойтх
13
25
9 Тихорецк
29
53 26 Туапсе
34
72
10 Тимашевская
15
31
27 Зубцовый
Парк
2
-
11 Выселки
25
—
28 Бурное
3
9
12 Темрюк
25
57 29 Гузерипль
5
16
13
Славянск на
Кубани
19
41 30 Ачишхо
18
41
14 Тамань
28
63 31
Красная По-
ляна
2
10
15 Краснодар
13
39 32 Сочи, оп. ст
19
42
16 Майкоп
20
68 33 Адлер
14
—
17 Армавир
61
101 34 Адлер, город
4
16
Как следует из табл. 2.5, наиболее высоким ветропотенциалом обладают рай-
оны края, прилегающие к побережью Азовского и Черного морей, участок побере-
жья от южнее Анапы до Сочи, район Армавира, степная зона (север). По предвари-
тельной оценке наиболее высоким ветропотенциалом обладают Ейский район – до
257 млн. кВт∙ч, Темрюкский район – до 250 млн. кВт∙ч, Каневский район – до 230
млн. кВт∙ч, Приморско-Ахтарский район – 173 млн. кВт∙ч, Анапский район – до 140
млн. кВт∙ч.
Не менее важным фактором кроме среднегодовой скорости ветра является
распределение скоростей ветра по градациям. Такое распределение позволяет оце-
нить ветропотенциал района значительно более точно, чем среднегодовая скорость.
В табл. 2.6 приведено распределение скоростей ветра по градациям для районов со
среднегодовой скоростью выше 5 м/с.

47
Таблица 2.5 – Районы Краснодарского края со среднегодовой скоростью
ветра, превышающей 5 м/с
Район
Средняя скорость, м/с
Зима
Весна
Лето
Осень
Год
Анапский
8,2
5,3
4,6
5,9
6,3
р-н Армавира
6,3
5,6
3,6
5,0
5,1
Ейский
7,6
7,1
5,8
6,7
6,7
Новороссийский
7,9
7,2
5,2
5,1
6,3
Приморско-
Ахтарский
6,5
6,6
5,3
5,6
6,0
Темрюкский
6,2
6
4,7
5,3
5,4
Тихорецкий
6,0
5,9
3,8
5,1
5,3
Таблица 2.6 – Распределение скоростей ветра по градациям для
некоторых районов Краснодарского края
Район
Вероятность (%) ветра со скоростью, м/с, в среднем за год
0-2 2-4 4-6 6-8 8-10 10-12 12 -14 14 -16 16-20 > 20
Ейск
14,2 17,1 24,1 14,2 11,8 5,9 5,4 4,2 2,6 0,5
Должанская
11,4 16,2 22,5 18,9 12,1 6,2 4,8 4,0 3,2 0,7
Приморско-
Ахтарск
17,2 21,2 22,1 14,3 9,1 5,4 4,1 3,5 2,7 0,4
Тихорец
19,9 20,8 21,4 13,5 9,6 5,0 3,5 3,7 2,1 0,5
Темрюк
17,8 20,1 21,2 14,9 9,4 5,1 4,4 3,7 2,8 0,6
Тамань
14,6 19,2 22,1 17,2 10,2 4,6 4,4 4,2 2,9 0,6
Армавир
19,2 20,5 22,2 16,7 9,2 4,0 3,1 2,8 2,1 0,2
Анапа
17,5 18,1 19,5 16,6 9,9 6,8 4,4 3,9 2,9 0,4
Новороссийск 19,2 22,2 17,8 14,5 9,9 4,9 4,6 3,4 2,9 0,6
Джубга
18,9 21,5 19,2 14,9 8,9 6,2 4,1 3,3 2,5 0,5
Скорость ветра является важнейшей характеристикой технических свойств
ветра. Поток ветра с поперечным сечением F обладает кинетической энергией,
определяемой выражением:
2
2
mV
ЕВ
,
(2.1)
где: ЕВ – кинетическая энергия ветра; m – масса воздуха; V – скорость ветра.

48
Масса воздуха, протекающая через поперечное сечение F со скоростью V,
равна:
FV
m

,
(2.2)
где:  – удельная плотность воздуха.
Подставив (2.2) в выражение кинетической энергии (2.1), получим:
2
2
3
2
FV
mV
ЕВ



,
(2.3)
откуда следует, что энергия ветра изменяется пропорционально кубу его скорости,
т.е. удвоение скорости ветра дает увеличение энергии в 8 раз. Таким образом, сред-
няя скорость ветра 5 м/с может дать примерно в 2 раза больше энергии, чем ветер
со средней скоростью 4 м/с.
Мощность данного ветра, по определению – это энергия в единицу времени:
t
FV
NВ2
3


.
(2.4)
Посмотрим, сколько процентов энергии ветра может превратить в полезную
работу поверхность, поставленная перпендикулярно к направлению ветра и пере-
мещающаяся в этом же направлении, что имеет место, например, у ветродвигателей
карусельного типа.
Мощность N определяется произведением силы P на скорость V:
PV
N
.
(2.5)
Одну и ту же работу можно получить либо за счет большой силы, при малой
скорости перемещения рабочей поверхности, либо, наоборот, за счет малой силы, а,
следовательно, и малой поверхности, но при соответственно увеличенной скорости
ее перемещения.
Допустим, мы имеем поверхность F, поставленную перпендикулярно к
направлению ветра. Воздушный поток вследствие торможения его поверхностью
получит подпор и будет обтекать ее и производить давление силой Px. Вследствие
действия этой силы поверхность будет перемещаться в направлении потока с неко-
торой скоростью U (рис. 2.2); работа при этом будет равна произведению силы на
скорость U, с которой перемещается поверхность F, т.е .:
U
P
Ах

,
(2.6)
где: Px – сила сопротивления, которая равна:
2
)
(
2
U
V
F
C
Px
x



,
(2.7)
где: Cx – аэродинамический коэффициент лобового
сопротивления; F – поверхность миделевого сечения
тела, т.е . проекции площади тела на плоскость, пер-
пендикулярную направлению воздушного потока.
В этом случае ветер набегает на поверхность с
относительной скоростью, равной:
U
V
Vx


.
(2.8)
Подставив значение Px из уравнения (2.7) в
уравнение (2.6), получим:
Рис. 2 .2 – Действие силы
ветра на поверхность

49
U
U
V
F
C
Px
x
2
)
(
2



.
(2.9)
Определим отношение работы, развиваемой движущейся поверхностью и
выраженной уравнением (2.9), к энергии ветрового потока, имеющего поперечное
сечение, равное этой поверхности, а именно:
3
2
3
2
)
(
2
)
(
2
V
U
U
V
C
V
F
U
U
V
F
C
x
x







.
(2.10)
После преобразований получим:
V
U
V
U
Cx
2
1






.
(2.11)
Величину  называют коэффициентом использования энергии ветра.
Из уравнения (2.11) мы видим, что  зависит от скорости перемещения по-
верхности в направлении ветра. При некотором значении скорости U коэффициент
 получает максимальное значение. В самом деле, если скорость перемещения по-
верхности равна нулю U = 0 , то работа ветра также равна нулю. Если U =V ,т.е. по-
верхность перемещается со скоростью ветра, работа также будет равна нулю, так
как нет силы сопротивления, за счет которой совершается работа. Отсюда следует,
что значение скорости U заключено в пределах между U = 0 и U = V.
Установлено, чтобы получить максимальное , поверхность должна переме-
щаться со скоростью:
V
U
3
1

.
(2.12)
Максимальный коэффициент использования энергии ветра при работе по-
верхности силой сопротивления не может быть больше  = 0,192.
Крыльчатые
ветроколеса
работают за счет косого удара при
движении лопастей перпендику-
лярно к направлению ветра в про-
тивоположность к прямому удару.
Устройство такого колеса показа-
но на рис. 2.3. На горизонтальном
валу закреплены крылья, число
которых у современных ветродви-
гателей бывает от 2 и больше.
Крыло ветроколеса состоит из ма-
ха а и лопасти б, закрепляемой на
махе так, что она образует с плос-
костью вращения некоторый угол
. Этот угол называют углом заклинения лопасти. При этом на ее элементы набега-
ет воздушный поток с относительной скоростью W под углом , который называют
углом атаки, и действует с силой R.
Рис. 2 .3 – Конструктивная схема крыльчатого
ветроколеса

50
Углы  и  в значительной мере определяют эффективность крыльев. Силу R
раскладывают на силы Px и Py, рис. 2.4, а. Силы Px производят давление в направ-
лении ветра, которое называется лобовым давлением. Силы Py действуют в плоско-
сти y-y вращения ветроколеса и создают крутящий момент.
Максимальные
силы,
приводящие колесо во враще-
ние, получаются при некото-
ром значении угла атаки ,
т.е . угла наклона относитель-
ного потока к поверхности
лопасти. Ввиду того что
окружная скоростью длине
крыла не одинакова, а возрас-
тает по мере удаления его
элементов от оси вращения
ветроколеса,
относительная
скорость W набегания потока
на лопасть также возрастает.
Вместе с этим убывает угол
атаки , и при некоторой
окружной скорости R, где 
угловая скорость, этот угол
станет отрицательным, рис.
2.4, б. Следовательно, не все
элементы крыла будут иметь максимальную подъемную силу.
Если мы будем уменьшать угол  каждого элемента лопасти по мере удале-
ния его от оси вращения так, чтобы наивыгоднейший угол атаки  примерно со-
хранялся постоянным, то мы получим условие, при котором приблизительно все
элементы лопасти будут работать со своей максимальной подъемной силой. Ло-
пасть с переменным углом заклинения получает форму винтовой поверхности.
Правильные углы заклинения лопасти при хорошем аэродинамическом каче-
стве профиля, а также ширине, соответствующей заданной быстроходности, обес-
печивают высокий коэффициент использования энергии ветра. У хорошо выпол-
ненных моделей он достигает 0,46.
На рис. 2.5 приведены коэффициенты использования энергии ветра и враща-
ющие моменты некоторых типов ветродвигателей
Быстроходность определяет эффективность работы ветроколеса. Рассмот-
рим два крайних режима, неэффективность которых понятна на качественном
уровне. Первый, когда лопасти ветроколеса расположены так часто или ветроколе-
со вращается так быстро, что каждая лопасть вращается в турбулизированном по-
токе, возмущенном предыдущими лопастями. В результате ветроколесо «перема-
лывает» воздух и отдача от него минимальная Второй крайний случай, когда лопа-
сти расположены так редко, или колесо вращается так медленно, что значительная
часть потока проходит через поперечное сечение ветроколеса, не взаимодействуя с
его лопастями. Отсюда следует, что для достижения максимальной эффективности,
Рис. 2 .4 – Схема действия сил воздушного потока
на элемент лопасти, а) и графическое изображение
относительного потока, набегающего на элементы
лопасти, расположенные на разных радиусах
ветроколеса, б)

51
частота вращения ветроколеса имеющего определенное количество лопастей,
должна как-то соответствовать скорости ветра. Рассмотрим соотношения опреде-
ляющие это соответствие.
Эффективность ра-
боты
ветроколеса,
следовательно опреде-
ляется соотношением
двух
характерных
промежутков времени:
tп, за которое лопасть
перемещается на рас-
стояние, равное рас-
стоянию между лопа-
стями; и tв, за кото-
рое создаваемое лопа-
стями
возмущение
воздушного
потока
переместится на рас-
стояние, равное его
длине.
Промежуток
времени tп зависит от размера и профиля лопастей и изменяется обратно пропор-
ционально скорости ветра.
Промежуток времени tп для n-лопастного ветроколеса, вращающегося с уг-
ловой скоростью , равно:
2
п
л
t
n



.
(2.13)
Напомним, что угловая скорость вычисляется по формуле:
2
60
n




,
(2.14)
где: n – скорость вращения ветроколеса, об/мин.
Промежуток времени существования в плоскости ветроколеса создаваемого
лопастью возмущения примерно равен:
c
в
v
d
t

,
(2.15)
где: vc – скорость набегающего потока воздуха; d – характерная длина возмущенной
лопастью области воздушного потока.
Очевидно, что эффективность использования энергии воздушного потока бу-
дет максимальной, если tп = tв, или учитывая (2.13) и (2.15) имеем:
c
v
d
n



2
, или
d
v
n
c

2

.
(2.16)
По определению коэффициент быстроходности равен:
0
R
Z
v


.
(2.17)
Помножая обе части (2.6) на радиус ветроколеса R получаем условие, опре-
деляющее максимальную эффективность его работы:
Рис. 2 .5 – Коэффициенты использования энергии ветра и
вращающие моменты ветродвигателей: 1 – карусельный;
2 – 6 -ти лопастной; 3 – 4 -х лопастной; 4 – 3 -х лопастной;
5 – 2 -х лопастной; 6 – ортогональный

52
d
R
v
R
n


2
0

или
dn
R
v
R

2
0

;
(2.18)
dn
R
Z

2

.
(2.19)
Длину возмущенной лопастью области можно представить зависящей от ра-
диуса ветроколеса, выразив эту зависимость коэффициентом k т.е.
kR
d
.
Тогда
формула оптимальной быстроходности равна:
kn
Z

2
0
(2.20)
Из практики известно, что k  1/2, тогда оптимальная быстроходность равна:
n
Z

4

.
(2.21)
Выражения (2.20) и (2.21) в силу приближений не совсем строги, однако они
дают хорошую ориентировку для выбора скорости вращения ветроколеса.
На рис. 2.6 представлены зависимости коэффициента эффективности исполь-
зования мощности ветрового потока  от быстроходности ветроколеса Z, для раз-
личных ветроколес.
По
классической
теории Н.Е. Жуковского
для идеального ветроко-
леса коэффициент исполь-
зования энергии ветра ξ =
0,593. Т.е . идеальное вет-
роколесо (с бесконечным
числом лопастей) может
извлечь 59,3% энергии,
проходящей через его по-
перечное сечение. Реаль-
но на практике у лучших
быстроходных колес мак-
симальное значение ко-
эффициента использова-
ния энергии ветра дохо-
дит до 0,45-0,48, а у тихо-
ходных – до 0,36-0,38.
Условием максимально возможного «съема» энергии ветра является поддер-
жание  в зоне наибольшего значения, т.е . необходимо обеспечить более или менее
постоянным значения быстроходности. Согласно (2.18) при уменьшении скорости
ветра v0 необходимо снизить число оборотов ветроколеса  и наоборот. Вот почему
большинство современных ветрогенераторов предпочитают переменную скорость
вращения ветроколеса, в довольно широком диапазоне.
Условие постоянства быстроходности в конкретных конструкциях ВЭУ осу-
ществляется посредством поддержания постоянства угла , равного сумме углов:
Рис. 2 .6 – Коэффициент использования энергии
ветра ветроколесом

53
угла атаки  и  - угла установки лопасти (угол заклинивания). Угол атаки – это
угол между вектором скорости ветра относительно лопасти и хордой сечения лопа-
сти. А угол установки лопасти – угол между хордой сечения лопасти и вектором,
перпендикулярным вектору скорости в плоскости ветроколеса.
В заключение следует отметить, что быстроходность ветроколеса является
самым важным его параметром, определяющим основные конструктивные решения
по ветроустановке. Она зависит от трех основных величин: диаметра ветроколеса,
скорости вращения ветроколеса и скорости ветра.
Относительная эффективность использования энергии ветра работает в диа-
пазоне увеличения скорости ветра от стартовой до номинальной. При превышении
скорости ветра номинального значения начинает действовать фактор ограничения
мощности и ветроколесо принудительно вводится в режим снижения . Характери-
стика ВЭУ представляется в виде прямой, параллельной оси абсцисс, т.е. мощность
ВЭУ остается постоянной, хотя скорость ветра увеличивается.
2.2 Некоторые режимы работы ветроколеса
Ветроколесо, в отличие от гидротурбины, обтекается практически неограничен-
ным потоком воздуха, поэтому здесь нет возможности отвести прошедший через ветро-
колесо поток за пределы набегающего потока, и это определенным образом ограничива-
ет эффективность ветроустановок. Наиболее существенное ограничение связано с тем,
что прошедший через ветроколесо воздушный поток должен обладать определенной
скоростью, чтобы покинуть окрестность ветроколеса, не создавая помех набегающему
потоку. Согласно критерию Бетца, ветроколесо может преобразовывать не более 59%
энергии набегающего потока, но представленный ранее вывод этого критерия не позво-
ляет определить условий работы ветроколеса, необходимых для достижения такого
энергосъема. Поэтому в данном разделе рассмотрим подробно определение этих усло-
вий и их качественный анализ.
Эффективность преобразования ветроколесом энергии ветрового потока (рис.
2.7) будет ниже оптимальной, если:
 лопасти расположены так тесно, или ветроколесо вращается так быстро, что
каждая лопасть движется в потоке, турбализованном расположенными впереди ло-
пастями;
 лопасти расположены так редко, или ветроколесо вращается так медленно,
что значительная часть воздушного потока будет приходить через поперечное се-
чение ветроколеса, практически не взаимодействуя с его лопастями.
Отсюда следует, что для достижения максимальной эффективности частоты
вращения ветроколеса заданной геометрии она (частота) должна соответствовать
скорости ветра.
Эффективность работы ветроколеса зависит от соотношения двух характер-
ных видов времени: времени в, за которое лопасть перемещается на расстояние,
отделяющее ее от соседней лопасти, и времени w, за которое создаваемая лопастью
область сильного возмущения переместится на расстояние, равное её длине.

54
Рис. 2 .7 - Взаимодействие
ветрового потока с
ветроколесом при различной
частоте его вращения:
частота вращения мала,
поэтому часть ветрового
потока проходит через
плоскость ветроколеса, не
взаимодействуя с его
лопастями, а); частота
вращения оптимальна, весь
поток взаимодействует с
ветроколесом, б); частота
вращения слишком велика, в
этом случае ветровой поток
интенсивно турбулизуется,
т.е. его энергия рассеивается,
в)
Время w зависит от размера и формы лопастей и изменяется обратно про-
порционально скорости ветра.
Характерное время в для n-лопастного ветроколеса, вращающегося с угловой
скоростью , равно:



n
в
2

.
(2.22)
Характерное время существования в плоскости ветроколеса, создаваемого
лопастью возмущения w, примерно равно:
0
U
d
w


,
(2.23)
где: U0 – скорость набегающего потока воздуха; d – характерная длина возмущений
лопастью области.
Эффективность использования ветроколесом энергии ветра максимальна, ко-
гда на конце лопастей выполняется условие w  в, или, с учетом (2.22) и (2.23),
получим:
n/U0 2/d.
(2.24)
Применяя выражение для коэффициента быстроходности:
0
u
R
Z


(2.25)
и умножая обе части (2.24) на радиус ветроколеса R, получаем условие, определя-
ющее максимальную эффективность его работы:

55
)
/
(
2
d
R
n
Z


.
(2.26)
Из общих соображений следует ожидать, что d  kR, и при k 1 оптимальная
быстроходность ветроколеса будет:
)
/
2(
0
kn
Z


.
(2.27)
Опыт и практика показывает, что в действительности k  0,5, поэтому для n –
лопастного ветроколеса оптимальная быстроходность:
n
Z
/
4
0


.
(2.28)
Например, для двухлопастного ветроколеса коэффициент мощности Ср мак-
симален при Z0  4/2  6, а для четырехлопастного – при Z0  3.
Приведенные выше рассуждения не совсем строги, но, тем не менее, полу-
ченные с их помощью результаты вполне достоверны. Например, у ветроколеса, с
тщательно спрофилированными лопастями, оптимальный коэффициент быстро-
ходности примерно на треть выше данного формулой (2.28).
В общем случае условием максимально эффективной работы конкретного
ветроколеса является обеспечение постоянства оптимального для него угла атаки 
при любой скорости ветра. При выводе критерия Бетца не учитывались динамиче-
ские эффекты взаимодействия потока с ветроколесом. Одним из наиболее ценных
здесь результатов является критерий Глауэрта, связывающий максимальное значе-
ние коэффициента мощности Ср с быстроходностью Z. На рис. 2.8 представлены
критерии Бетца и Глауэрта, а также зависимость Ср от Z для различных типов вет-
роколес. При проектировании очень быстроходных колес учитывают, что скорость
обтекания концов лопастей должна быть меньше скорости звука (330 м/с) – во из-
бежание образования ударных волн, что возможно, например, для достаточно со-
вершенного двухлопастного ветроколеса при скорости ветра порядка 50 м/с.
Быстроходность ветроко-
леса является, пожалуй, самым
важным для их характеристики
параметром, зависящим от трех
основных переменных: радиуса
ометаемой ветроколесом окруж-
ности, его угловой скорости вра-
щения и скорости ветра. Как без-
размерная величина, он является
основным параметром подобия
при исследовании и конструиро-
вании ВЭУ.
Рис. 2 .8 – Зависимость коэффициента мощности Ср
от быстроходности Z: 1 – критерий Бетца;
2 – критерий Глауэрта; 3 – трехлопастное колесо;
4 – двухлопастное; 5 – вертикальноосевые колеса
типа Дарье; 6 – многолопастные ветроколеса;
7 – ротор Савониуса

56
2.3 Теория идеального ветроколеса
Идеальным ветроколесом называют ветроколесо, у которого [114]:
 ось вращения параллельна скорости ветра;
 бесконечно большое число лопастей очень малой ширины;
 профильное сопротивление крыльев равно нулю, и циркуляция вдоль лопа-
сти постоянна;
 потерянная скорость воздушного потока на ветроколесе постоянна по всей
ометаемой поверхности ветряка;
 угловая скорость стремится к бесконечности.
Представим равномерный поток ветра, набегающий на идеальное ветроколе-
со со скоростью V в сечении AA′, рис. 2.9. В сечении BB′ на ветроколесе скорость
будет V1 =V − v1, а на некотором расстоянии позади ветряка в сечении CC′ скорость
будет V2 =V − v2.
При этом вращающееся
ветроколесо создаст подпор,
вследствие чего скорость пото-
ка, по мере приближения к
ветряку и некоторое время за
ветряком, падает, как показано
кривой I на рис. 2.9. Вместе с
этим давление воздуха p, по
мере приближения к ветряку,
повышается (кривая II), и при
прохождении через ометаемую
поверхность оно резко падает.
За ветряком образуется неко-
торое разрежение p0 − p2 , ко-
торое, по мере удаления от
ветряка, ассимптотически приближается к нулю, т.е . восстанавливается нормальное
давление (кривая III). Потерю скорости за идеальным ветряком можно установить
при помощи уравнения Бернулли:
2
2
2
0
2
2
V
p
V
p





.
(2.29)
Таккакp2<p0,тоV>V2.
Кинетическая энергия ветра перед ветряком равна
2
2
mV/,азаветряком
2
2
2
m(Vv)/

.
Разность этих энергий затрачена на ветроколесе и, в случае отсут-
ствия потерь, может быть получена как полезная работа:
2
)
(
2
2
2
2
1
v
V
m
mV
T



.
(2.30)
Преобразовав правую часть уравнения (2.30), получим:
Рис. 2 .9 – Характеристика воздушного потока,
протекающего через ветроколесо

57











2
)
2(
2
)
(
2
2
2
2
2
2
2
2
2
v
V
mv
v
Vv
m
v
V
V
m
.
(2.31)
Следовательно:





2
2
2
1
v
V
mv
T
.
(2.32)
Энергию T1, воспринятую ветроколесом, можно выразить как произведение
из силы давления ветра P на скорость в плоскости ветряка (V − v1), т.е.:
)
(1
1
v
V
P
T


.
(2.33)
Лобовое давление P равно приращению количества движения струи, прохо-
дящей через ометаемую поверхность, т.е.:
2
mv
P
.
(4.34)
Подставляя значение P в уравнение (2.33), получим:
)
(1
2
1
v
V
mv
T


.
(2.35)
Сравнивая уравнения (2.33) и (2.35) находим, что:
)
(
2
1
2
2
2
v
V
mv
v
V
mv






,
(4.36)
откуда:
122
vv/

,
(2.37)
или:
1
22v
v
.
(2.38)
Равенство (2.38) показывает, что потеря скорости воздушного потока проис-
ходит не только в сечении ветроколеса, но также и на некотором расстоянии за вет-
ряком, причем полная потеря скорости в два раза больше потери на ветроколесе.
Через ометаемую поверхность F ветроколеса протекает масса воздуха m, ко-
личество которой за 1 с будет равно:
FV
m

.
(2.39)
Подставляя значение массы воздуха в выражение кинетической энергии вет-
ра перед ветроколесом, получим:
2
2
3
2
FV
mV


.
(2.40)
Взяв отношение секундной работы, воспринятой идеальным ветроколесом
(2.33) к той энергии ветра, которая протекала бы через сечение, равное ометаемой
поверхности ветряка (2.40), получим идеальный коэффициент использования энер-
гии ветра i:
1
3
2
i
P(V v)
FV/




.
(2.41)
Преобразуем это уравнение:
11
32
2
2
i
P(V v)
PVv
FV/
FVV






,
(2.42)
здесь выражение

58
2
2
V
F
P
B


(2.43)
называют коэффициентом нагрузки на ометаемую площадь, или коэффициентом
лобового давления.
Подставив в это
1
1
2
1
2)
(
)
(
v
v
V
F
v
v
V
F
P






и обозначив 1v /V e

, по-
сле сокращений получим:
1
1
11
22
2
24
41
F(Vv)v (Vv)v
B
e( e)
FV
V







.
(2.44)
Поступая так же с уравнением (2.41), для i получим:
22
2
1
1
1
1
33
24
41
2
i
F(Vv)v(Vv)v
e( e)
FV/
V








.
(2.45)
Отношение 1v / V e

называют коэффициентом торможения.
Определим значение e, при котором ξi будет иметь максимальную величину.
Для этого возьмем первую производную и приравняем ее к нулю, т.е .:

0
)
4
8
4(
)
1(
4
3
2
2






e
e
e
de
d
e
e
de
d
de
di
,
(2.46)
или:
2
41612
0
i
d
(ee)
de




,
(2.47)
откуда:
0
1
4
32



e
е
.
(2.48)
Решая это равенство, находим, что ξi принимает максимальное значение, ко-
гда 13
е/

при этом
593
,
0
3
1
1
3
1
4
2






i

.
(2.49)
Из уравнения (2.44) находим B коэффициент нагрузки на ометаемую площадь
при максимальном ξi:
888
,
0
3
1
1
3
1
4






В
.
(2.50)
Таким образом, из классической теории идеального ветряка вытекают следу-
ющие основные положения:
 максимальный коэффициент использования энергии ветра идеального вет-
роколеса равен ξi = 0,593;
 потеря скорости в плоскости ветроколеса равна одной трети скорости ветра
–
1
13
v (/)V

;
 полная потеря скорости ветра за ветроколесом в два раза больше потери
скорости в плоскости ветроколеса – 2
23
v (/)V

, таким образом, скорость ветра за
ветроколесом в три раза меньше скорости ветра перед ветроколесом;
 коэффициент нагрузки на поверхность ветроколеса равен B = 0,888.

59
Задаваясь коэффициентом торможения
1
e v/V

впределахот0до1ипод-
считывая с помощью уравнений (2.41) и (2.44) можем построить графики зависи-
мости коэффициентов использования и нагрузки от коэффициента торможения,
рис. 2.10.
Рис. 2 .10 – Графики зависимости коэффициентов использования
и нагрузки от коэффициента торможения
2.4 Теория реального ветроколеса
2.4.1 Работа элементарных лопастей колеса. Первое уравнение
связи
Выделим из лопастей ветроколеса двумя концентрическими окружностями с
радиусами r и r + dr кольцевую поверхность dF = 2πrdr . Это кольцо на крыльях
вырежет отрезки длиною dr , которые называются элементарными лопастями, рис.
2.11. Через все точки обеих окружностей проведем линии тока, образующие две
поверхности ABC, A′B′C′ бутылеобразной формы, рис. 2.12. Среду, заключенную
между этими поверхностями, назовем элементарной кольцевой струей.
Сделаем предположение, обычно принимаемое в аналогичных теориях, что
разность давлений по обе стороны ветряного колеса, действующая на площадь
кольца, получающегося от пересечения ометаемой плоскостью элементарной
струи, воспринимается элементарными лопастями [114].
На основании этого составляем первое уравнение связи:
)
sin
cos
(
)
(
2
2
1



dX
dY
i
p
p
rdr



,
(2.51)
где: Y – подъемная сила крыла, направленная перпендикулярно потоку; X – сила
сопротивления крыла (лобовое сопротивление крыла), направленная по потоку; β –
угол между плоскостью вращения ветроколеса и направлением воздушного потока,
набегающего на крыло; i – число лопастей ветроколеса.
Для определения направления сил, действующих на элементарную лопасть,
изобразим ее сечение на рисунке 2.13, где ось Z направлена по оси ветроколеса и

60
ось x-x в плоскости его вращения; V – направление скорости ветра; W – направле-
ние скорости относительного потока, набегающего на элемент лопасти.
Разложим силу dR, действующую на
элементарную лопасть, на две силы: dX, дей-
ствующую по потоку, и dY, направленную
перпендикулярно потоку. Сила dX вызывает
сопротивление элемента крыла; dY вызывает
окружное усилие элемента крыла и называет-
ся подъемной силой.
Вследствие вращения ветроколеса в
плоскости x-x воздушный поток набегает на
ветроколесо не со скоростью ветра V, а с от-
носительной скоростью W, которая слагается
геометрически из скорости ветра V и окруж-
ной скорости ωr , где ω угловая скорость, а r –
расстояние элемента лопасти от оси вращения
ветроколеса.
Скорость потока, набегающего на элемент лопасти, в относительном движе-
нии будет равна:
2
1
2
1
)
(u
r
V
W





,
(2.52)
где: V1 =V − v1 – скорость ветра в плоскости ветряка.
Скорость u1 получается
как реакция от крутящего
момента, развиваемого ло-
пастями. Эта скорость име-
ет направление, обратное
моменту; ее величина бе-
рется как средняя для всей
зоны, в которой работают
лопасти. В действительно-
сти эта скорость перед вет-
роколесом равна нулю и непосредственно за ветроколесом равна u2 . Так как закон
изменения этой скорости неизвестен, то, как первое приближение, ее принимают
равной:
122
uu/

.
(2.53)
Силы dY и dX можно выразить как:
2
2
W
bdr
C
dYy


,
(2.54)
2
2
W
bdr
C
dXx


,
(2.55)
где: b – ширина элемента лопасти по хорде.
Кроме того, на основании уравнения для лобового давления на ветряк можем
написать [114]:
Рис. 2 .11 – Выделение элементарных
лопастей на ветроколесе
Рис. 2 .12 – Элементарная кольцевая струя

61
1
2
1
2
ppP/FVv




.
(2.56)
Подставляя вместо dY и dХ и p1 − p2 их значения в уравнение (2.51), получим:












sin
2
cos
2
2
2
2
2
W
bdrC
W
bdrC
i
Vv
rdr
x
y
;
(2.57)
после сокращения получим:
2
2
21
2
x
y
y
WC
rVv ibC cos
tg
C








; (2.58)
или
2
2
41
x
y
y
C
rVv ibC W cos
tg
C








.
(2.59)
На основании рис. 2.13 можно ввести
обозначение:
u
z
v
V
u
r
ctg




1
1


,
(2.60)
которое называют числом относительных
модулей.
Из уравнения (2.59) имеем:
11
u
ru
z(V )





,
(2.61)
и, зная, что V1 =V − v1, уравнение (2.52) можем переписать так:
2
1
2
1
2
2
1
1
)
(
)
(
)
(
u
u
z
v
V
v
V
z
v
V
W







.
(2.62)
Заменим:
2
2
1
1
1
1
1
1
)
(
sin
u
u
z
z
v
V
v
V
W
v
V









,
(2.63)
2
2
1
1
1
1
1
)
(
cos
u
u
u
z
z
z
v
V
u
r
W
u
r











,
(2.64)
1u
tg
/z

,
(2.65)


y
x
C
C
–
обратное качество крыла
(2.66)
и подставим их в уравнение (2.59)








u
u
u
u
y
z
z
z
z
v
V
ibC
rVv


1
1
)
1(
)
(
4
2
2
1
2
.
(2.67)
Вводя в это уравнение
1
e v/V

и заменив v2 его значением из равенства
1
21
21
v
v
v/( )
V

, получим:
2
2
1
)
(
1
)
1(
)
1(
8
u
u
y
z
z
e
e
e
r
ibC









.
(2.68)
Рис. 2 .13 – План скоростей воздушного
потока при набегании его на элемент
лопасти

62
Это уравнение называется уравнением связи; оно связывает ширину лопасти
и коэффициент подъемной силы с деформацией потока, характеризуемой величи-
ной e.
Взяв сумму проекций сил элемента лопасти на касательную к окружности, по
которой он движется, получим окружное усилие, развиваемое элементарными ло-
пастями:
)
cos
sin
(
2
2



x
y
C
C
W
ibdr
dQ


.
(2.69)
Подставляя сюда значение W , sin β и cosβ и вводя Cx = μCy , получим:
2
2
2
1
1
1
)
1(
)
(
2
u
u
y
u
z
z
C
z
v
V
ibdr
dQ







.
(2.70)
Подставляя сюда значение ibCy из уравнения (2.68) и сделав сокращения, по-
лучим:








u
u
z
z
V
e
e
rdr
dQ
1
1
4
2
.
(2.71)
Момент относительно оси ветряка равен:









u
u
z
z
V
e
e
dr
r
dQr
dM
1
1
4
2
2
.
(2.72)
Секундная работа элементарных лопастей:
z
z
z
V
e
e
rdr
dM
dT
u
u










1
1
4
3
.
(2.73)
Секундная энергия далеко перед ветряком, заключенная в потоке, площадь
сечения которого определяется площадью кольца, ометаемого элементарными ло-
пастями, равна:
2
2
3
0
V
rdr
dT



.
(2.74)
Поделив секундную работу элементарных лопастей на эту энергию, получим
элементарный коэффициент использования энергии ветра:









u
u
z
z
e
e
dT
dT
1
1
4
0
.
(2.75)
Умножив и разделив выражение (4.75) на (1 − e) получим:
e
z
z
z
e
e
e
u
u








1
1
1
1
4



.
(2.76)
Так как выражение
e
e
e


1
1
4
представляет идеальный коэффициент использо-
вания энергии ветра, то можем написать:






i
u
u
i
e
z
z
z






1
1
,
(2.77)
где

63
e
z
z
z
u
u





1
1



(2.78)
называют относительным коэффициентом полезного действия элементар-
ного ветряка.
При большом числе модулей можно приблизительно считать:
u
z
e
z


1
(2.79)
и тогда:
1u
uu
z
z
/z






.
(2.80)
Напомним, что числом модулей, или быстроходностью ветродвигателя,
называют отношение окружной скорости конца лопасти к скорости ветра:
V
R
Z


.
(2.81)
Число модулей элементов лопастей на радиусе r равно:
V
r
z


.
(2.82)
Число модулей для любого радиуса r ветряка с известной быстроходностью Z
может быть выражено так:
R
r
Z
z
,
(2.83)
где: R – радиус ветроколеса.
2.4.2 Второе уравнение связи
Момент относительно оси ветряка аэродинамических сил, действующих на
элементарные лопасти, равен по величине и противоположен по знаку моменту ко-
личества движения, получаемого элементарной струей, увлеченной ветряным коле-
сом. Здесь предполагается, что в этом процессе принимает участие и присоединен-
ная масса, так как в противном случае теорема Гельмгольца о сохранении вихря не
была бы выполнена [114, 116].
Второе уравнение связи выводим из рис. 2.13.
r
u
m
m
d
r
dX
dY
i
1
2
1
2)
(
)
cos
sin
(





.
(2.84)
Но,
V
rdr
m
m
d



)
(
2
1
.
(2.85)
Подставляя указанное уравнение и значения dY и dX из уравнений (2.54) и
(2.55) в уравнение (2.84), получим:
r
u
V
rdr
r
W
C
C
ibdr
x
y
1
2
2
2
2
)
cos
sin
(







.
(2.86)
Заменив в этом уравнении sinβ и cosβ их значениями из уравнений (2.63) и
(2.64) и сделав сокращения, получим:

64
1
2
2
2
8
1
1
1
rVu
W
z
z
C
z
C
ib
u
u
x
u
y













.
(2.87)
Подставляя сюда (2.66) и (2.62), получим:
1
2
2
1
2
8
)
1(
)
(
1
1
rVu
z
v
V
z
я
ibC
u
u
г
y







.
(2.88)
Из этого равенства находим отношение
V
u1
, для чего разделим правую и
левую части на 8πrV
2
и заменим отношение
V
v1
его значением e
22
1
1
1
1
8
y
uu
ibC
u
(e)(z)
z
Vr





.
(2.89)
Подставляя из уравнения (2.67) значение
r
ibC y

8
и проведя сокращения, полу-
чим:







u
u
z
z
e
e
V
u
1
1
1
.
(2.90)
Преобразуя уравнение (2.62), находим соотношение между zu и z:
)
1(
1
1
1
1
1
1
1
e
V
u
e
z
V
V
V
u
V
V
V
r
v
V
u
r
zu















.
(2.91)
Подставим значение 1u / V из уравнения (2.89):









u
u
u
z
z
e
e
e
z
z
1
1
1
2
.
(2.92)
1
1
1
u
u
u
ez
zz(e)
ez








.
(2.93)
Решаем это уравнение относительно zu:
0
1
1
1
1
2
2










u
u
u
u
z
e
e
e
e
e
z
e
z
z
z
z



(2.94)
0
1
1
1
1
2
2
2














e
z
e
e
e
e
e
z
z
z
u
u



(2.95)
2
2
2
2
11
1
1
0
21
1
41
1
1
1
u
z
e
z
e
e
z
z
e
e
e
e
e
e







































. (2.96)
Так как μ обычно имеет малую величину, то, приняв μ = 0, уравнения (2.93) и
(2.96) можно упростить:
)
1(
)
1(
e
z
e
e
z
z
u
u




;
(2.97)
)
1(2
1
1
)
1(2
1
1
4
1
1
2
2
e
z
z
e
e
e
z
e
z
z
i
u












.
(2.98)

65
Уравнения (2.68), (2.82) и (2.96) позволяют сделать полный аэродинамиче-
ский расчет ветроколеса для заданных ωR и V , а также формы профиля крыла. При
этом пользуются диаграммой Cy и Cx, построенной для данного профиля.
Задаваясь e в пределах 0,28 до 0,35 и наиболее выгодным углом атаки, по
диаграмме Cy и Cx для данного профиля находят
ху
С/С

.
Подставляя значения z, e и μ в уравнение (2.96), находят число относитель-
ных модулей zu. Далее, пользуясь уравнением (2.68), находят суммарную ширину
лопастей ib:
2
2
1
)
(
1
)
1
)(
1(
8
u
u
y
z
z
e
e
e
C
r
ib









.
(2.99)
И, наконец, определяют угол заклинения лопасти  на радиусе r:




u
arcctgz
.
(2.100)
Cy находят по диаграмме Cy по  , построенной на основании эксперимен-
тальных данных.
2.4.3 Момент и мощность всего ветродвигателя
Момент всего ветродвигателя получим, проинтегрировав уравнение
dr
z
z
V
e
e
r
dM
M
u
u
R
r
R
r











1
1
4
2
2
0
0
,
(2.101)
в пределах от r0 до R , где r0 – расстояние от оси ветряка до начала лопасти и R –
расстояние от оси ветряка до конца лопасти.
Этот момент обычно выражают в отвлеченных величинах и обозначают через
М с чертой вверху. При этом правую и левую части равенства (2.99) делят на
32
2
RV/

и вводят обозначение r r / R

, называемое относительным радиусом:
2
1
8
1
R
u
u
r
ez
M
rdr
ez






.
(2.102)
Уравнение (2.102) является основным для вычисления характеристики мо-
ментов. Им можно пользоваться при переменных значениях e вдоль r , если пред-
положить, что элементарные струи не влияют друг на друга, что практически допу-
стимо при плавных изменениях e.
Для ветродвигателя с постоянным e по радиусу мы можем вынести e за знак
интеграла:




R
ru
u
dr
r
z
z
e
e
M
2
1
1
8


.
(2.103)
Этот интеграл можно решить, если пренебречь кручением струи, которое у
быстроходных ветродвигателей незначительно.
Следовательно, мы можем принять u1 = 0 и относительное число модулей zu
из уравнения (2.60) можем выразить так:

66
e
z
e
V
r
v
V
r
v
V
u
r
zu









1
)
1(
1
1
1



.
(2.104)
Для конца лопасти имеем:
1
v
V
R
Zu



.
(2.105)
Разделив уравнение (2.104) на (2.105), получим:
u
u
Z
z
R
r

;
(2.106)
u
u
Z
dz
R
dr

.
(2.107)
Сделав ряд преобразований уравнения (2.103) и пренебрегая малыми величи-
нами μ
2
и
0
33
uu
z /Z,получим:

































u
u
u
Z
R
r
Z
R
r
Z
e
e
M
0
2
2
0
1
3
2
1
)
1(
)
1(
4


.
(2.108)
Подставляя значение zu из уравнения (2.104), получим:







































2
1
1
3
2
1
1
1
4
2
2
0
0
2
2
0
R
r
Z
R
r
Z
R
r
e
e
Z
e
M
u
u

.
(2.109)
Мощность, развиваемая ветродвигателем, равна Mω, а так как из уравнения
(2.102) момент равен:
2
2
3V
R
M
M



,
(2.110)
то мощность, развиваемую ветряком, можно написать так:





2
2
3
V
R
M
M
T


,
(2.111)
Подставив сюда Z R / V


, вместо
ZV/R

, получим:
Z
V
R
M
T
2
3
2



,
(2.112)
Заменив M его значением из уравнения (2.109), получим:
2
2
1
1
3
2
1
1
1
4
3
2
2
2
0
0
2
2
0
V
R
R
r
Z
R
r
Z
R
r
e
e
e
T
u
u







































.
(2.113)
Разделив мощность ветряка на секундную энергию потока, получим коэффи-
циент использования энергии ветра:

67







































2
1
1
3
2
1
1
1
4
2
2
2
0
0
2
2
0
3
2
R
r
Z
R
r
Z
R
r
e
e
e
V
R
T
u
u




.
(2.114)
Так как:
i
e
e
e



1
1
4
и


i

(2.115)
то:






















2
1
1
3
2
1
2
2
0
0
2
2
0
R
r
Z
R
r
Z
R
r
u
u


.
(2.116)
При выводе этого уравнения не были приняты во внимание потери, происхо-
дящие вследствие образования вихрей, сходящих с концов лопастей, а также при-
нято кручение уходящей струи равным нулю, что допустимо у быстроходных вет-
ряков.
Следовательно, коэффициент использования энергии ветра, подсчитанный по
формуле (2.114), будет значительно выше возможного к получению в практике.
2.4.4 Потери ветряных двигателей
Потери ветряных двигателей разделяются на четыре группы [114, 116].
1. Концевые потери, происходящие за счет образования вихрей, сходящих с
концов лопастей. Эти потери определяются на основании теории индуктивного со-
противления. Часть этих потерь была учтена при выводе идеального коэффициента
использования энергии ветра i; неучтенная часть концевых потерь выражается
формулой (2.117):
2
2
1
81
11
11
1
2
j
e
Z
e
iZ
T
e
e
( e)iZ


























.
(2.117)
2. Профильные потери, которые вызываются трением струй воздуха о по-
верхность крыла и зависят только от профиля лопастей.
Мощность, поглощаемая профильным сопротивлением элементарных лопа-
стей длиною dr, на радиусе r ветряка равна:
W
W
bdr
iC
dT
P
P
2
2


,
(2.118)
где: Cр – коэффициент профильного сопротивления, который для крыла бесконеч-
ного размаха равен Cx, т.е. Cp = Cx.

68
Так как
ху
С/С 

, или
у
х
С
С

,то
у
р
С
С

. Подставляя значение Cp,
равное μCy и
2
11
)
(
u
Z
v
V
W



в уравнение (2.118), получим:
2
2
3
1
1
)
1(
)
(
2
u
u
y
P
z
z
v
V
dr
ibC
dT






.
(2.119)
Подставляем значение ibCy из уравнения (2.68) и делаем преобразования это-
го уравнения:
2
3
1
2
41
11
u
p
u
rdre
z
dT
(V v)
(e)(e)
z










.
(2.120)
Подставляем:

V
z
r
;
dz
V
dr


;
e
z
zu


1
;
(2.121)
и отбрасываем в знаменателе μ, как малую величину, по сравнению с zu:
5
2
2
22
1
41
11
p
Ve(e)
z
dT
dz
e
(e)











.
(2.122)
Интегрируя в пределах от 0 до Z получим:
5
2
2
22
0
1
41
11
Z
p
Ve(e)
z
T
dz
e
(e)












.
(2.123)
Профильные потери там, где уже кончилась лопасть, существуют в виде со-
противления маха, каковое, таким образом, учитывается приблизительно. В резуль-
тате интегрирования получаем профильные потери всего ветряка:
3
2
2
3
2
22
2
41
2
2
1
31
p
Ve(e)V
Z
T
R
'Z
e
R
(e)












.
(2.124)
где
xy
'
C/C

есть средняя величина по всей лопасти.
Так как
i
e
e
e



1
)
1(
4
и
Z
R
V1


, то, подставляя значения этих выражений в
данное уравнение и разделив его на
i
V
R



2
3
2
, получим окончательную формулу
профильных потерь в безразмерном значении:









)
1(3
1
'
2
2
3
2
e
Z
Z
e
V
R
T
T
i
p
p




.
(2.125)
3. Потери на кручение струи за ветряком равны живой силе тангенциальных
скоростей уходящей струи. Величину этих потерь получим, проинтегрировав жи-
вую силу от тангенциальных скоростей всех элементарных струй в пределах от r0
доR,аименно:
2
2
2
2
R
m
rо
u
T ( rdrV)



.
(2.126)

69
Заменим в данном выражении u2 его значением, которое равно 2u1. Так как на
основании уравнений (2.108) и (2.104)


1
11
1
1
1
uu
u
u
u
u
e
z
e
z
V
ez
e
/zz











,
(2.127)
e
z
zu


1
1
1
u
u
z
/z






,
(2.128)
получим:
1
1
1
ee
uV
ze




,
(2.129)
следовательно:
z
V
e
e
e
u
u
2
1
1
4
21
2





,
(2.130)
откуда:

z
V
u
2
2
.
(2.131)
или

i
r
R
Z
V
u


2
2
(2.132)
Подставляя значение u2 в уравнение (2.126), получим:
2
2
2
2
2
3
4
0
Z
r
R
V
rdr
T
i
R
r
m







.
(2.133)
Вынося постоянные за знак интеграла и заменив η некоторым его значением
η1, средним для всего радиуса r, получим:
322
322
22
22
0
22
22
R
ii
ii
m
rо
V
dr
V
R
T
R
R
ln
rr
ZZ









.
(2.134)
Поделив обе части этого равенства на мощность идеального ветряка:
i
i
V
R
T



2
3
2

,
(2.135)
получим отвлеченную величину потерь на кручение струи за ветряком:
0
2
2
1
ln
2
r
R
Z
T
i
m


.
(2.136)
4. Потери, происходящие вследствие неполного использования всей ометае-
мой площади, учитываются отношением: 
2
0r/R.
(2.137)
Полезную мощность, развиваемую ветряком, получим, вычтя все потери из
мощности идеального ветряка:
2
0
2
1
i
jp
m
r
TT
TTT
R








.
(2.138)
Разделив на Ti получим:

70
i
m
i
p
i
j
i
T
T
T
T
T
T
R
r
T
T





2
2
0
1
,
(2.139)
откуда:
2
0
2
1
j
i
p
m
r
TT
TTT
R








.
(2.140)
Разделив правую и левую части этого уравнения на выражение энергии ветра
2
3
2V
R

, получим коэффициент использования энергии ветра реального ветряка:
2
0
2
1
i
jp
m
r
TTT
R








.
(2.141)
Так как, согласно уравнению (4.77), ξ =ξiη, находим, что относительный ко-
эффициент полезного действия η ветряка равен:
m
p
j
T
T
T
R
r





2
2
0
1

.
(2.142)

71
3 КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ВЕТРЯНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
И УСТАНОВОК
3.1 Классификация ветродвигателей по принципу работы
Эффективность преобразования ветроколесом энергии ветрового потока бу-
дет оптимальной, если [38, 39]:
 лопасти расположены так тесно или ветроколесо вращается так быстро, что
каждая лопасть движется в потоке, турбулизованном расположенными впереди ло-
пастями;
 лопасти расположены так редко или ветроколесо вращается так медленно,
что значительная часть воздушного потока будет проходить через поперечное се-
чение ветроколеса, практически не взаимодействуя с его лопастями.
Отсюда следует, что для достижения максимальной эффективности частоты
вращения ветроколеса, заданной геометрии должна как-то соответствовать скоро-
сти ветра.
Эффективность работы ветроколеса зависит от соотношения двух характер-
ных времен: времени τb, за которое лопасть перемещается на расстояние, отделяю-
щее ее от соседней лопасти, и времени τw, за которое создаваемая лопастью область
сильного возмущения переместится на расстояние, равное ее характерной длине.
Время τw зависит от размера и формы лопастей и изменяется обратно пропорцио-
нально скорости ветра.
Характерное время τb для n – лопастного ветроколеса, вращающегося с угло-
вой скоростью ω, равно:



n
b
2

.
(3.1)
Характерное время существования в плоскости ветроколеса создаваемого ло-
пастью возмущения τw примерно равно:
0
u
d
w


,
(3.2)
где: u0 – скорость набегающего потока воздуха; d – характерная длина возмущен-
ной лопастью области.
Эффективность использования ветроколесом энергии ветра максимальна, ко-
гда на конце лопастей выполняется условие:
b
w

;
(3.3)
d
u
n

2
0

.
(3.4)
Используя выражение для коэффициента быстроходности Z и умножая обе
части последнего выражения на радиус ветроколеса R, получаем условие, опреде-
ляющее максимальную эффективность его работы:





d
R
n
Z

2
.
(3.5)
Из общих соображений можно ожидать, что d  κR и κ  1, тогда оптимальная
быстроходность колеса:

72
кn
Z

2
0
.
(3.6)
Практика показывает, что в действительности к  1/2, поэтому для n – ло-
пастного ветроколеса оптимальная быстроходность:
n
Z

4
0
.
(3.7)
Обобщение линейной теории позволяет определять характеристики ветроко-
лес и воздушных винтов (авиационных пропеллеров) [хх].
Характерные режимы работы ветроколеса или пропеллера в зависимости от
параметра :
  < 0, η отрицателен. Это режим авиационного пропеллера, создающего тя-
гу. В этом режиме осевая нагрузка пропеллера направлена в сторону набегающего
потока, увлекая вперед летательный аппарат;
 0 <  < 0,5, η в этом диапазоне положителен и достигает максимума. При 
= 0, u1 = u0, η = 0. Это режим свободного вращения ветроколеса в отсутствие
нагрузки. При нагружении ветроколеса скорость u1 уменьшается и коэффициент
мощности становится положительным. Максимального значения он достигает при
 = 1/3, когде: 10
23
u
u/

.
 0,5 <  < 1, η постоянно уменьшается до нуля. На практике  = 0,5 можно
считать началом турбулентного режима обтекания ветроколеса, при котором из-за
нарушения линейной зависимости частоты его вращения от скорости ветра коэф-
фициент мощности падает. При  = 1, η = 0, ветроколесо вращается, интенсивно
турбулизируя поток и практически не создавая полезного момента на валу. На
практике такой режим возникает при отрывном обтекании лопастей ветроколеса;
  > 1, в этой области скорость u1отрицательна. В таком режиме работают,
например, воздушные винты самолета при его торможении после посадки.
Как правило, головки ветроустановок находятся на высоте от 5 до 50 м. Для
определения скорости uz на этих высотах часто используют аппроксимационную
формулу, в которую входит значение стандартной скорости ветра us, измеренное на
высоте 10 м, а именно:
b
s
z
z
u
u





10
.
(3.8)
Для открытых мест параметр b = 1/7 = 0,14. Чем меньше значение параметра
b, тем меньше будут различаться нагрузки, испытываемые лопастью ветроколеса в
нижнем и верхнем положении.
В большинстве прикладных задач ветроэнергетики гораздо важнее знать не
суммарное количество энергии, которое может выработать ветроустановка, напри-
мер, за год, а ту мощность, которую она может обеспечивать постоянно. При силь-
ном ветре, большем 12 м/с, ветроустановки вырабатывают вполне достаточно элек-
троэнергии, а зачастую ее приходится сбрасывать или запасать. Трудности возни-
кают в периоды длительного затишья или слабого ветра. Поэтому для ветроэнерге-
тики является законом считать районы со средней скоростью ветра менее 5 м/с ма-
лопригодными для размещения ветроустановок.

73
На рис. 3.1 приведены основные типы ветродвигателей и коэффициенты ис-
пользования энергии ветра.
Рис. 3 .1 – Основные типы ветродвигателей и коэффициенты использования энергии ветра
Чаще всего ВЭУ классифицируют по следующим признакам (рис. 3.1).
 По расположению оси ветроколеса по отношению к потоку ветра, ось вра-
щения ветроколеса может быть параллельна или перпендикулярна воздушному по-
току. В первом случае установка называется горизонтально-осевой, во-втором –
вертикально-осевой.
 По типу вращающей силы; установки использующие силу сопротивления,
как правило, вращаются с линейной скоростью, меньшей скорости ветра, а уста-
новки, использующие подъемную силу, имеют линейную скорость концов лопа-
стей, которая существенно больше скорости ветра.
 По геометрическому заполнению ветроколеса; для основной массы устано-
вок оно определяется числом лопастей. ВЭУ с большим геометрическим заполне-
нием ветроколеса развивают значительную мощность при относительно слабом
ветре, и максимум мощности достигается при небольших оборотах колеса. ВЭУ с
малым заполнением достигают максимальной мощности при больших оборотах и
требуют большего времени для выхода на этот режим. Поэтому первые установки
используются в качестве приводов водяных насосов, и даже при слабом ветре со-
храняют работоспособность, вторые – в качестве приводов электрогенераторов,
которым требуется высокая частота вращения.
 По заданной цели; установки для непосредственного выполнения механи-
ческой работы часто называют ветряной мельницей или турбиной; установки для
производства электроэнергии, т.е. сопряженные турбина и электрогенератор назы-
ваются ветроэлектрогенератром, аэрогенератором, или установками с преобра-
зованием энергии.

74
 От частоты вращения ветроколеса; существуют два вида ВЭУ, подключен-
ных к мощной энергосистеме, частота вращения постоянна вследствие эффекта ав-
тосихронизации, но такие установки менее эффективно используют энергию ветра,
чем установки с переменной частотой вращения.
 По типу сопряжения ветроколеса с электрогенератором; если ветроколесо
связано напрямую с генератором, то такое соединение называется жестким; а если
через буфер, роль которого играет промежуточный накопитель энергии, то такое
соединение называют частично развязанным соединением.
Наличие буфера уменьшает влияние флуктуаций частоты вращения ветроко-
леса и позволяет более эффективно использовать энергию ветра и мощность элек-
трогенераторов, т.е . нежесткое соединение, наряду с инерцией ветроколеса, умень-
шает влияние флуктуаций скорости ветра на выходные параметры электрогенера-
тора. Уменьшить это влияние позволяет также упругое соединение лопастей с осью
ветроколеса, например с помощью подпружиненных шарниров.
Приведенная классификация ВЭУ на основе перечисленных признаков изоб-
ражена на рис. 3.2, но этим не исчерпывается все конструкций этих аппаратов.
По принципу действия ветродвигате-
ли могут быть разделены на две группы:
двигатели, у которых вращающий мо-
мент образуется в результате разности
сил лобового давления потока воздуха
на лопасти рабочего колеса относитель-
но оси его вращения, и ветроустановки,
вращающиеся под действием аэродина-
мической подъемной силы.
К первой группе относятся ветродви-
гатели карусельного, роторного и бара-
банного типов. Благодаря простейшей
конфигурации рабочего ветроколеса они
имеют невысокую стоимость и весьма
неприхотливы в эксплуатации. Однако
широкого распространения эти ветро-
двигатели не получили из-за малого коэффициента использования энергии ветра и
тнхоходности.
Основным типом ветродвигателя в настоящее время является двигатель
крыльчатой конструкции, в котором вращающий момент создается за счет аэроди-
намических сил, возникающих на лопастях рабочего ветроколеса. Они отличаются
большими коэффициентами использования энергии ветра и значительно большей
быстроходностью. По исполнению ветродвигатели делятся на две группы:
 ветродвигатели с горизонтальной осью вращения;
 ветродвигатели с вертикальной осью вращения.
С точки зрения диапазона мощностей ветроэнергетические установки можно
разделить на ВЭУ, предназначенные для «большой» энергетики и малые ветроэлек-
тростанции, перспективные для систем автономного электроснабжения.
Ветроустановки
С горизонтальной
осью вращения
С вертикальной
осью вращения
Тихоходные
Средне-
скоростные
Вращательная
сила- давления
Быстро-
ходные
Вращательная
сила- подъемная
Рис. 3 .2 – Классификация
ветроэнергетических установок

75
Максимальная проектная мощность ветроэнергетической установки (ВЭУ)
рассчитывается для некоторой стандартной скорости ветра. Обычно эта скорость
равна примерно 12 м/c. В таком случае с 1 м
2
ометаемой площади снимается поряд-
ка 300 Вт при значении Ср от 0,35 до 0,45. В табл. 3.1 представлено классификация
и основные характеристики ВЭУ различных классов.
Таблица 3.1 – Параметры ВЭУ различной проектной мощности при
скорости ветра 12 м/с
Класс ВЭУ
Расчетная (проект-
ная) мощность, кВт
Диаметр
ветроколеса
Период враще-
нияt,с
Малые
10-25
6,4-10
0,3-0,4
Средние
10-100 -150
14-20 -25
0,6-0,9-1,1
Большие
250-500-1000
32-49-64
1,4-2,1-3,1
Очень большие
2000-3000 -4000
90-110 -130
3,9-4,8-5,7
Примечание: Параметры рассчитаны для коэффициента мощности Ср=30%,
плотности воздуха 1,2 кг/м
3
, быстроходности Z = 6. Расчетная мощность Р =
0,5(D
2
/4)CрU
3
.
Срок службы ВЭУ обычно составляет 15-20 лет. Одно из основных условий
при проектировании ВЭУ – обеспечение их защиты от разрушения случайными
порывами ветра. Ветровые нагрузки пропорциональны квадрату скорости ветра, а
один раз в 50 лет бывают ветры со скоростью, превышающей в 5-10 раз среднюю,
поэтому установки приходится проектировать с большим запасом прочности.
Кроме того, скорость ветра очень сильно колеблется во времени, что может
привести к усталостным разрушениям, а для лопастей к тому же существенны пе-
ременные гравитационные нагрузки (порядка 107 циклов за 20 лет работы).
Существующие системы ветродвигателей по схеме устройства ветроколеса и
его положению в потоке ветра разделяются на три группы.
Первая группа включает ветродвигатели, у которых ветровое колесо распо-
лагается в вертикальной плоскости; при этом плоскость вращения перпендикулярна
направлению ветра, и, следовательно, ось ветpоколеса параллельна потоку. Такие
ветродвигатели называются крыльчатыми, рис. 3.3.
Крыльчатые ветродвигатели в зависимости от типа ветроколеса и быстроход-
ности разделяются на три группы:
 ветродвигатели многолопастные (рис. 3.4, а), тихоходные, с быстроходно-
стьюZп2;
 ветродвигатели малолопастные, с быстроходностью Zп > 2;
 ветродвигатели малолопастные, быстроходные, Zп > 3.
Типы крыльчатых ветродвигателей отличаются только количеством лопаток.
Крыльчатый ветродвигатель состоит из следующих основных элементов: ветроко-
леса, головки, хвоста и башни.
Ветроколесо превращает энергию ветра в механическую работу; оно может
иметь одну или много лопастей, которые устанавливаются под некоторым углом к

76
плоскости вращения ветроколеса. Крыло состоит из лопасти и маховика, который
закрепляется на вале ветроколеса, как правило, перпендикулярно к оси вала.
Головка представляет со-
бой сопротивления, на кото-
рой монтируют вал ветроколе-
са и верхний передаточный
механизм. Форма головки
определяется системой пере-
даточного механизма, кон-
струкция и число степеней ко-
торого зависят от назначения и
мощности ветродвигателя, а
также числа оборотов ветро-
колеса и рабочей машины. Го-
ловка может свободно вра-
щаться вокруг вертикальной
оси в сопротивлениях башни.
Хвост, который закрепляется за головкой, предназначен для установки ветро-
колеса на ветер; он работает подобно флюгеру.
Башня служит для поднятия ветроколеса на высоту, на которой мало сказы-
вается влияние препятствий, которые поднимают прямолинейное течение воздуш-
ного потока.
Для крыльчатых ветро-
двигателей,
наибольшая
эффективность которых до-
стигается при действии по-
тока воздуха перпендику-
лярно к плоскости вращения
лопастей-крыл,
требуется
устройство автоматического
поворота оси вращения. С
этой целью применяют кри-
стабилизатор.
Широкое распростране-
ние крыльчатых ветроагре-
гатов поясняется величиной
скорости их вращения. Они
могут непосредственно со-
единяться с генератором без
мультипликатора. Скорость
вращения крыльчатых ветродвигателей обратно пропорциональна количеству кры-
льев, поэтому агрегаты с количеством лопастей более трех практически не исполь-
зуются.
Ко второй группе относятся системы ветродвигателей с вертикальной осью
вращения ветрового колеса. По конструктивной схеме они разбиваются на группы:
Рис. 3 .3 – Ветродвигатель с горизонтальной
и вертикальной осью вращения
Рис. 3 .4 – Многолопастной ветродвигатель, а)
и ветродвигатель системы Савониуса, б)

77
 роторные ветродвигатели системы Савониуса, рис. 3.4, б;
 карусельные и ортогональные, рис. 3.5.
Во всех 3-х кон-
струкциях ветродви-
гателей – роторные
системы Савониуса,
карусельные и орто-
гональные, под дав-
лением ветра оказы-
ваются обе лопасти.
Но благодаря
их
форме на одну из них
ветер давит сильнее,
вторая более обтекаемая. И именно эта разница в давлениях на лопасти, приводит
конструкцию в круговое движение. Существует множество других похожих форм,
с помощью которых изобретатели пытаются увеличить эту разницу.
Наиболее эффективным представителем роторных ветродвигателей с точки
зрения КПД является ротор Савониуса. Силы давления на ветроколесо создают
вращающие моменты, результирующий момент заставляет вращаться ветроколесо.
В роторе Савониуса положительный вращающий момент, кроме того, создается и
за счет давления на внутреннюю поверхность выпуклого ротора.
Карусельные ветродвигатели обладают тем преимуществом, что могут рабо-
тать при любом направлении ветра, не изменяя своего положения. Коэффициент
использования энергии ветра в крыльчатых ветродвигателях намного выше, чем в
карусельных. В то же время, в карусельных двигателях намного больший момент
вращения. Он максимальный для карусельных лопастных агрегатов при нулевой
относительной скорости ветра.
При увеличении скорости ветра они быстро наращивают силу тяги, после че-
го скорость вращения стабилизируется. Карусельные ветродвигатели тихоходные,
и это разрешает использовать простые электрические схемы, например, с асин-
хронным генератором, без риска потерпеть аварию при случайном порыве ветра.
Тихоходность выдвигает одно ограничивающее требование - использование
многополюсного генератора, который работает на малых оборотах. Такие генера-
торы не имеют широкого распространения, а использование мультипликаторов не
эффективно из-за низкого КПД последних.
Карусельный лопастный ветродвигатель наиболее простой в эксплуатации.
Его конструкция обеспечивает максимальный момент при запуске ветродвигателя и
автоматическое саморегулирование максимальной скорости вращения в процессе
работы. С увеличением погрузки уменьшается скорость обращения (вращающий
момент возрастает) вплоть до полной остановки.
Ортогональные ветроагрегаты, по мнению специалистов, перспективны для
большой энергетики. Сегодня перед приверженцами ортогональных конструкций
возникают определенные трудности. Одна из них, в частности, проблема запуска.
В ортогональных установках используется один и тот же профиль крыла, что
и в дозвуковом самолете. Самолет, прежде чем «опереться» на подъемную силу
а)
б)
Рис. 3 .5 – Карусельный, а) и ортогональный,
б) ветродвигатель

78
крыла, должен разбежаться. Та же проблема возникает и в случае с ортогональной
установкой. Сначала к ней нужно подвести энергию – раскрутить и привести к
определенным аэродинамическим параметрам, а уже потом она самая перейдет из
режима двигателя в режим генератора.
Отбор мощности начинается при скорости ветра приблизительно 5 м/с, а но-
минальная мощность достигается при скорости 14-16 м/с. Предварительные расче-
ты ветроустановок предусматривают их использование в диапазоне от 50 до 20 тыс.
кВт. В реальной установке мощностью 2 тыс. кВт диаметр кольца, по которому
двигаются крылья, составит около 80 м.
У мощного ветродвигателя большие размеры. Однако можно обойтись и ма-
лыми – взять числом, а не размером. Если обеспечить каждый электрогенератор
отдельным преобразователем, можно получить суммарную исходную мощность,
вырабатываемую генераторами. В этом случае повышается надежность и живу-
честь ветроустановки.
К третьей группе относятся ветродвигатели, работающие по принципу во-
дяного мельничного колеса и называемые барабанными. Барабанные ветродвигате-
ли имеют такую же схему ветроколеса, как и роторные, и отличаются от них лишь
горизонтальным положением ротора, т.е. ось вращения ветроколеса горизонтальна
и расположена перпендикулярно потоку ветра, рис. 3.6. Барабанные ветродвигатели
используют принцип лобового сопротивления.
Рис. 3 .6 – Ветродвигатель барабанного типа
Принцип лобового сопротивления основан на возможности получать энергию
из ветра только путем помещения тела в область F перпендикулярно движущимся
воздушным массам. Это наиболее простой способ преобразования энергии ветра в
энергию вращения.
Движение молекулярных частиц прекращается полностью при ламинарном
потоке перед объектом и за ним. Общий поток – согласно направлению потока –
определяется проекцией градиента давления для всей площади элементов относи-
тельно силы торможения профиля, касательно по отношению к движущейся среде.
Соответствующая противодействующая сила, которая представлена сконцентриро-
ванной в центре тяжести профиля, называется силой сопротивления Fw = 2-13 Н,
рис. 3.7. Ее абсолютная величина пропорциональна плотности кинетической энер-
гии среды (динамическое давление; скоростной напор) и площади профиля F (по-
перечное сечение), м
2
, которая перпендикулярна направлению потока, c – скорость
воздуха на пластине, м/с.

79
Коэффициент лобового сопротивления cW
описывает аэродинамические характеристики
объекта. Этот коэффициент cW имеет маленькое
значение, если лобовое аэродинамическое со-
противление тела низкое, табл. 3.2.
Таблица. 3 .2 – Коэффициент лобового сопротив-
ления для различных профилей
Объект
cw
Круглый профиль
1,11
Квадратный профиль
1,10
Полусфера, выпуклая
0,34
Полусфера, вогнутая
1,33
В случае вращения элемента с лобовым сопротивлением обдуваемая площадь
уменьшается во время вращения и движущая сила (сила тяги) сокращается. Кроме
того, вращающийся объект должен работать против используемого воздушного по-
тока во время половины рабочего цикла. Максимальный КПД преобразователей
принципа лобового сопротивления равен (14,8-19,8)%.
Результирующая сила лобового сопротивления Fw= f(Rm) равняется:
w
w
w
Fc
u
v
Fc
c
F






2
2
)
(
2
2


,
(3.9)
и средняя мощность привода Pw равна:













v
u
v
u
c
Fv
u
F
P
w
w
w
2
3
1
2

,
(3.10)
)(
2
3


p
w
c
Fv
P


при
v
u

,
(3.11)
где: cp – коэффициент мощности; u – окружная скорость кромки ротора; v – ско-
рость ветра.
3.2 Конструкция крыльчатых ветроустановок
Российский ГОСТ Р 51990-2002 предусматривает следующую классифика-
цию ветроэнергетических установок с горизонтально-осевыми ветродвигателями
(ВД), предназначенными для преобразования кинетической энергии ветра в энер-
гию других видов.
В этом ГОСТе ВЭУ классифицируют:
-
по виду вырабатываемой энергии; - по мощности; - по областям примене-
ния; - по назначению; - по признаку работы с постоянной или переменной частотой
вращения ветроколеса (ВК); - по способам управления; - по структуре системы ге-
нерирования энергии (рис. 3.8 – 3.11).
w
F
F

с
Рис. 3 .7 – Устройство поясняющее
использование принципа лобового
сопротивления

80
Этот ГОСТ регла-
минтирует особенно-
сти аэродинамики, ре-
гулирования и систем
передачи
мощности
ветродвигателей клас-
сифицируемых ВЭУ.
Механические ВЭУ.
Ветронасосные ВЭУ в
зависимости от быст-
роходности ВД и типа
насоса характеризуют-
ся большим разнооб-
разием применяемых
систем передачи мощ-
ностей (СПМ). При пневматической СПМ ВК приводит во вращение компрессор, а
сжатый им воздух используют для привода насосов или непосредственно для подъ-
ема воды. В первом случае между компрессором и насосом устанавливают пневма-
тический двигатель (турбину), во втором - сам воздух используют в качестве рабо-
чего тела, осуществляющего подъем воды путем ее вытеснения (насосы замеще-
ния) или эжектирования.
Автономные ВЭУ
Электрические ВЭУ
переменного тока
Частота вращения
ВК постоянная
АГ
СГ
СГ
АГ
ПЧ
БС
Генератор
Генератор
Частота вращения
ВК переменная
Гибридные ВЭУ
Электрические ВЭУ
переменного тока
СГ
Частота вращения
ВК постоянная
АсГ
Частота вращения
ВК переменная
СГ
ПЧ
Г - генератор; СГ - синхронный генера-
тор; АГ - асинхронный генератор;
БС – балластное сопротивление;
ПЧ – преобразователь частоты.
Рис. 3 .9 – Структурная схема автономных
ВЭУ
СГ - синхронный генератор;
АсГ- асинхронизированный генератор;
ПЧ - преобразователь частоты.
Рис. 3 .10 – Структурная схема системных ВЭУ
Электрическая СПМ обычно состоит из генератора, приводимого во враще-
ние ВК, электрического двигателя насоса, питающих проводов, устройства регули-
рования напряжения, защиты генератора и двигателя от перегрева и токов коротко-
Ветроустановки
Механические
Средне-
скоростные
Электрические
Ветросиловые
Ветронасосные
Средне-
скоростные
Средне-
скоростные
Средне-
скоростные
Средне-
скоростные
Ветро-
зарядные
Постоянного
тока
Средне-
скоростные
Рис. 3 .8 – Общая классификация ВЭУ
(по ГОСТ ГОСТ Р 51990-2002)

81
го замыкания. Чаще всего используют трехфазные асинхронные генераторы пере-
менного тока с самовозбуждением от конденсаторов короткозамкнутого асинхрон-
ного двигателя центробежного насоса и быстроходные (двух- и трехлопастные) ВД.
Запуск электродвигателя насоса осуществляют одним из трех способов: подключе-
нием двигателя к возбужденному генератору, работающему на холостом ходу; за-
мыканием цепи возбуждения генератора, к зажиму которого заранее присоединен
двигатель; частотным пуском двигателя. При этом перед пуском двигатель должен
быть присоединен к зажимам генератора, а генератор должен начинать работать
при замкнутой цепи возбуждения.
Механические СПМ применяют
чаще всего для привода поршневых,
штанговых насосов, а также ковшовых и
ленточных водоподъемников от ВД ма-
лой быстроходности,
обладающих
большим моментом страгивания. Для
привода водоструйных насосов и водо-
подъемников инерционного типа ис-
пользуют ВД большой быстроходности.
Ветросиловые ВЭУ агрегатируют с
рабочими машинами только посредством
механических СПМ с отбором мощности
от нижнего редуктора. Применяют ВД
разной быстроходности с различными
способами регулирования частоты вра-
щения ВК. Основное требование к си-
стеме регулирования — надежное огра-
ничение частоты вращения ВК во всем
рабочем диапазоне скоростей ветра на уровне, определяемом прочностью кон-
струкции ВК. Суммарная нагрузка регламентируется на уровне номинальной путем
подключения в работу части рабочих машин.
Электрические ВЭУ постоянного тока (ветрозарядные, гарантированно-
го и негарантированного питания)
Ветрозарядные ВЭУ работают только на заряд аккумуляторных батарей (АБ)
и могут иметь несколько систем АБ, каждая из которых поочередно работает в ре-
жиме заряда и разряда (когда одна система АБ питает нагрузку, другая заряжается).
Выполняют установки обычно по безредукторной схеме с применением быстро-
ходных ВД и генераторов переменного тока. Такие установки снабжают простей-
шей автоматикой, обеспечивающей автоматическое переключение АБ с одного ре-
жима работы на другой и их защиту от перезаряда и глубокого разряда.
ВЭУ гарантированного питания работают параллельно с АБ. Исходя из этого,
они снабжаются специальными системами автоматического управления, обеспечи-
вающими работу ВЭУ в зависимости от изменения скоростей ветра и внешней
нагрузки в каждом из следующих режимов:
1 - ветроагрегат (ВА) питает внешнюю нагрузку без АБ;
2 - ВА заряжает АБ без внешней нагрузки;
Сетевые ВЭУ
Электрические ВЭУ
переменного тока
Частота вращения
ВК постоянная
АГ
Частота вращения
ВК переменная
СГ
ПЧ
СГ
АГ
АсГ
ПЧ
СГ – синхронный генератор;
АГ – асинхронный генератор;
АсГ – асинхронизированный генератор;
ПЧ – преобразователь частоты
Рис. 3 .11 – Структурная схема сетевых
ВЭУ

82
3 - ВА заряжает АБ и одновременно питает внешнюю нагрузку;
4 - ВА и АБ работают параллельно на внешнюю нагрузку;
5 - АБ питает внешнюю нагрузку без ВА.
Таким образом, АБ работает в смешанном режиме, переходящем с режима
заряд-разряд в периоды отсутствия внешней нагрузки или ветра на режим постоян-
ного подразряда (буферный режим) при наличии достаточного ветра и внешней
нагрузки.
ВЭУ негарантированного питания работают без АБ вместе с блоком управле-
ния, обеспечивающим стабильное напряжение на выходе. Такие ВЭУ имеют мощ-
ность от нескольких десятков до нескольких сотен ватт. ВК устанавливают непо-
средственно на вал генератора.
Во всех случаях установки этого типа должны иметь системы регулирования
частоты вращения ВК. Никаких специфических требований к аэродинамике ВК не
предъявляют.
Мощность внешней нагрузки регламентируется - она не должна превышать
номинальную мощность ВЭУ.
Типичная ветроустановка состоит из: фундамента, силового шкафа, башни,
лестницы, поворотного механизма, гондолы, электрического генератора, системы
слежения за направлением и скоростью ветра (анемометра), тормозной системы,
трансмиссии, ветроколеса и представлена на рис. 3.12 – 3.14. Каждая ВЭУ оснаще-
на системой управления работой ветроагрегата и системой регулировки энергети-
ческих параметров энергопреобразователя. В конструкцию ветроустановки входят
и ряд элементов, обеспечивающих ее работоспособность (фундамент, башня, си-
стема управления и т. п .).
Ветроустановки большой мощности кроме этого имеют: систему пожароту-
шения; телекоммуникационную систему для передачи данных о работе ветрогене-
ратора; систему молниезащиты.
Электрическая
часть
Аэромехани-
ческая часть
Механическая
часть
Генератор
Ветроколесо
Система
управления
Обтекатель
гондолы
Башня
Мультипликатор
Фундамент
Платформа
гондолы
Следящая
система
Главный вал
Тормозная
система
Рис. 3 .12 – Структурная схема современной ветроустановки
Стальные мачты на оттяжках. Стальные мачты на оттяжках выполняют-
ся решетчатыми (трехгранными или четырехгранными) или из стальных труб и
труб, образованных из листовой стали. Наиболее распространены мачты со стволом

83
неизменного поперечного сечения по высоте и на нескольких ярусах оттяжек. Каж-
дый ярус закрепляют четырьмя оттяжками.
Рис. 3.13 – Основные составные части типичной горизонтально-осевой ветровой установки
[http://img.playground.ru/images/3/8/Wind_turbine_rus .svg]
Трехгранные мачты закрепляют тремя оттяжками на каждом ярусе, располо-
женными через 120° в плане. Это снижает стоимость строительства, не внося суще-
ственных осложнений в изготовлении и монтаж конструкций. Другой конец оття-
жек закрепляют к якорям, представляющим собой металлическую или железобе-
тонную конструкцию, заглубленную в землю на определенном удалении от мачты.
Как правило, используют групповой способ крепления оттяжек к якорям, что ведет
к уменьшению общей длины стальных канатов и количеству якорей. Ствол мачты
ставят на фундамент через шаровой шарнир, заложенный в фундамент, армируе-
мый металлическими стержнями.
Фундамент ВЭУ. Фундамент ВЭУ служит для восприятия усилий, которые
передаются через нижнее сечение башни ВЭУ на так называемую привалочную
плоскость фундамента, и дальнейшей передачи этих усилий на естественное или
искусственное грунтовое основание.
Несмотря па большое различие возможных инженерно-геологических усло-
вий для площадок строительства обычно в качестве фундамента ВЭУ используют
один из двух типов:
 монолитный железобетонный фундамент мелкого заложения;
 свайный фундамент, состоящий из монолитного железобетонного ростверка
(плиты) и свай, головы которых замоноличены в ростверк.

84
Для фундамента мелкого заложения, характерно его устройство в открытом
котловане небольшой глубины. Нагрузка от фундамента мелкого заложения на ос-
нование передается преимущественно через подошву фундамента. Глубина зало-
жения фундамента назначается с учетом:
 нагрузок и воздействий на основание под подошвой фундамента, рельефа
территории, инженерно-геологических, гидрологических и геотехнических условий
площадки строительства;
 расчетной глубины сезонного промерзания грунтов основания и глубины
расположения уровня грунтовых вод.
Только для некоторых весьма характерных инженерно-геологических усло-
вий можно заведомо сказать, какой из двух типов фундамента будет использован в
заданных реальных условиях/
Рис. 3 .14 – ВЭУ с решетчатыми башнями [http://www.photohost.ru/pictures/268521.jpg]
Важным фактором для ВЭУ, определяющим конструкцию и армирование
массива фундамента, является система крепления башни к фундаменту. Крепление
башни к фундаменту ВЭУ может осуществляться одним из двух способов:
 крепление с помощью анкерных болтов, забетонированных в теле фунда-
мента;
 крепление с помощью замоноличенного в фундамент опорного цилиндри-
ческого кольца.

85
Силовой шкаф – включает в себя силовое электрооборудование.
Башня или мачта служит для размещения головки с ветроколесом и устрой-
ства ориентации ветроколеса на ветер на некоторой высоте относительно уровня
земли, что необходимо для производительной работы ветродвигателя и соблюдения
требований техники безопасности, т.е. башня служит для поднятия ветроколеса на
высоту, на которой мало сказывается влияние препятствий, нарушающих прямоли-
нейное течение воздушного потока.
В зависимости от рельефа местности и диаметра ветроколеса высоту башни
для выпускаемых в настоящее время ветродвигателей принимают равной 6-20 м.
Ветродвигатели малой мощности монтируют на опоре, или трубе, укрепив их рас-
тяжками.
Известно, что скорость ветра увеличивается с высотой, поэтому, казалось бы,
правильным строить башни настолько высокими, насколько позволяют техниче-
ские возможности. Однако повышение мощности является не единственным требо-
ванием при выборе высоты башни. Необходимо учитывать также вес, стоимость,
условия монтажа, ремонта и обслуживания ветродвигателя. Высота башни должна
быть выбрана с таким расчетом, чтобы было удобно эксплуатировать ветродвига-
тель, но она не должна быть ниже препятствий, нарушающих прямолинейное тече-
ние воздушного потока. Например, в степных районах с частыми бурями высота
башен ветродвигателей малой мощности может быть принята не более 4-6 м, а в
лесных – не менее 15 м.
Башня воспринимает все нагрузки – статические, динамические, вибрацион-
ные, действующие на ветроколесо и на собственную конструкцию, которые вызва-
ны потоком ветра, работой ветроколеса и других агрегатов. Внутри башни, если
она полая, могут размещаться площадки для обслуживания, системы управления и
контроля, подъемные механизмы.
Мачты ВЭУ, могут быть следующих типов:
 трубчатые на растяжках и без;
 ферменные на растяжках и без.
Башни, выполненные из железобетона, могут иметь цилиндрическую форму,
цилиндрическую с коническим основанием, коническую, цилиндрическую ступен-
чатую и др. и быть следующих типов:
 заводского исполнения из предварительно напряженного бетона;
 железобетонные армированные, заливаемые на месте;
 заливаемые на месте из предварительно напряженного бетона.
Широко распространены железобетонные опоры. Их масса превышает массу
стальных башен на 30%, но стоимость меньше. Возводятся железобетонные башни
либо с применением скользящей опалубки, либо путем сборки отдельных секций
заводской готовности.
В последние годы предпочтение отдано стальным коническим или цилин-
дрическим трубчатым башням с анодированным покрытием. Нижняя, цокольная
часть высотой 5-8 м изготавливается из железобетона.
Башни, выполненные из железобетона, предназначены, как правило, для ВЭУ
большого диапазона мощностей, от 500 кВт и выше.

86
Решетчатые башни. Достоинством решетчатых башен, по сравнению с
трубчатыми, являются их более низкая металлоемкость и масса. Металлические
решетчатые башни малой высоты (до 50-100 м) имеют обычно призматическую
форму (схема с параллельными поясами). При большей высоте (от 100 и выше)
башням придается пирамидальная форма, которая обеспечивает их лучшую устой-
чивость и сопротивляемость ветровым нагрузкам, а также более равномерное рас-
пределение усилий в поясах. Поперечное сечение решетчатых башен может быть
треугольным, квадратным или многоугольным.
Соотношение ширины башни у основания к ее высоте принимается в преде-
лах от 1/12 до 1/6. При этом учитывается, что увеличение ширины способствует
снижению усилий в поясах от моментов, вызванных ветровыми нагрузками, в ре-
зультате чего уменьшается расход материала на пояса и фундаменты, но увеличи-
вается расход материала на решетку и диафрагмы.
Чтобы обеспечить устойчивое положение, башни проектируют с зауженной
верхней частью и уширенной нижней частью в соответствии с эпюрой изгибающих
моментов от ветрового воздействия. Криволинейная форма поясов башни требует
устройства переломов в поясах, что усложняет их конструкцию.
Поворотный механизм представляет из себя токосъем и узел поворота. Кон-
струкций этого узла существует множество. Здесь важно только соблюсти два
условия – обеспечить легкий поворот на 360° вокруг внутренней оси и хороший
надежный токосъем для подключения генератора к сети потребления.
Чтобы подвести электроэнергию от генератора к потребителю, просто под-
ключить провода нельзя. Ветроустановка должна и будет поворачиваться к ветру,
который не всегда дует по одному направлению. Поэтому необходимо обеспечить
подвижное электрическое соединение.
Токосъемные устройства необходимы для того, чтобы передавать электро-
энергию, вырабатываемую генератором, установленным на подвижной головке
ветроагрегата, на кабель, закрепленный на мачте ветроагрегата. Использование
скользящих электрических контактов – щеток, применяется, как правило, в мини-
ВЭУ и ВЭУ малого диапазона мощностей. Достоинством этого способа является
отсутствие необходимости отслеживать количество оборотов ВЭУ, при этом, в ви-
ду низкой скорости вращения ветроагрегата щетки имеют более высокий срок
службы, в отличие от щетк в высокоскоростных системах (электрогенераторах).
Недостатком этого способа является, то, что для ВЭУ большей мощности эта си-
стема является значительно более сложной и дорогой, чем закрутка кабеля.
Использование закрутки кабеля (рис. 3.15, a) является наиболее распростра-
ненным решением для ВЭУ среднего, малого и большого диапазона мощностей.
Это техническое решение является наиболее простым и обеспечивается за счет со-
здания петли на кабеле, которая дает кабелю возможность закручиваться от 3 до 5
полных оборотов гондолы в одну сторону. Участок петли кабеля выполняется спе-
циального исполнения, представляет собой многожильный гибкий медный кабель в
резиновой изоляции. При использовании этого метода передачи мощности необхо-
димо отслеживать полные обороты гондолы в одну из сторон и при достижении их
критического значения производить принудительный разворот ветроагрегата в про-
тивоположную сторону. Что, как правило, случается не чаще 2-3 раза в год.

87
Гондола находится наверху башни и
содержит в себе коробку передач, низко- и
высокоскоростной валы, генератор, управля-
ющий контроллер и тормоз, рис. 3.15, б). Об-
служивающий персонал при необходимости
может поднятся в гондолу по лестнице, рас-
положенной внутри башни. Гондола автома-
тически
поворачивается
с
помощью
азиутальных приводов против ветра.
Электрический генератор. Тип гене-
ратора, который применяется на ветроуста-
новке, зависит от мощности ветродвигателя и
характера потребителя вырабатываемой элек-
троэнергии. Ветродвигатели малой мощности
могут снабжаться генераторами постоянного
тока. Системы среднего и мегаваттного клас-
сов комплектуются синхронными и асин-
хронными генераторами.
Ветроустановки с постоянной скоро-
стью вращения лопастей снабжаются син-
хронными генераторами. Стабилизация скорости вращения ветроколеса достигает-
ся эффектом срыва потока (stall-регулирования). Постоянство напряжения и часто-
ты поддерживается регулированием нагрузки или через систему стабилизации, со-
стоящий из выпрямителя, инвертора и устройства управления.
Анализ
показывает,
что при постоянной ско-
рости вращения ветро-
турбины определенная
доля энергии потока воз-
духа не используется.
Поэтому стали приме-
няться асинхронные ге-
нераторы с короткоза-
мкнутым ротором. Они
позволяют регулировать
в некоторых пределах
частоту вращения, хоро-
шо приспособлены к ра-
боте с резкими и часты-
ми колебаниями скоро-
сти. Работа такой уста-
новки в сети снимает
проблему выработки ре-
активной
мощности.
Распределение диапазона
Рис. 3 .15, a) – Пример передачи
мощности с гондолы на землю
закруткой кабеля
1
5
8
3
6
4
7
2
Рис. 3 .15 , б) –Конструктивные элементы гондолы:
1 – втулка ветроколеса; 2 – обтекатель; 3 – генератор;
4 – мультипликатор; 5 – следящая система; 6 – дисковый
тормоз; 7 – основной вал; 8 – подшипник азимута;
9 – рама гондолы

88
частоты вращения асинхронного короткозамкнугого генератора возможно в комби-
нации с силовым электронным модулем для стабилизации частоты сигнала.
Некоторые производители снабжают ветроэнергетические установки асин-
хронизированными генераторами, работающими в достаточно широком диапазоне
частоты вращения, что позволяет увеличить выработку электроэнергии на 15-20%.
Асинхронизированная машина имеет фазный ротор с 3-фазными обмотками на ста-
торе и роторе. Обмотка статора подключается к сети, обмотка ротора питается от
тиристорного преобразователя частоты.
Наиболее часто применяются двухскоростные ветротурбины, у которых ге-
нераторы снабжены двумя обмотками. Одна подключается при небольших скоро-
стях вращения, а вторая – в условиях номинальной рабочей скорости и обеспечива-
ет расчетную мощность.
Переключение обмоток осуществляется автоматически.
Иногда рабочий режим подразделяется на ступени, в пределах одного диапа-
зона скоростей ветра частота вращения стабилизируется, а в другом – обеспечива-
ется работа ветротурбины с переменными оборотами, но с оптимальной быстро-
ходностью Z.
Возможность ветроагрегата работать с переменной скоростью вращения
уменьшает колебания крутящего момента и динамические усталостные напряже-
ния, значительно облегчаются условия работы электрогенератора.
Система слежения за направлением и скоростью ветра (анемометр).
Анемометр определяет направление ветра и передает данные в управляющий кон-
троллер для ориентации турбины в соответствии с направлением ветра.
Тормозная система представляет из себя дисковый тормоз.
На многих типах ветродвигателей мощностью более 10 кВт дополнительно
устанавливают дисковый тормоз, который размещают на главном валу ветрокопеса
либо на выходном валу мультипликатора.
Тормозная система состоит из дискового тормоза на высокооборотной сто-
роне, с механическим, электрическим или гидравлическим приводом для остановки
ротора в критических ситуациях и тормозных клещей. При наличии поворотных
лопастей в момент торможения они поворачиваются так, чтобы значительно сни-
зить скорость вращения, затем включается тормозная система для полной останов-
ки ветротурбины. Тормозные клещи удерживают ветроколесо при штормовых вет-
рах и при необходимости ремонта и обслуживания.
Ветродвигатели, у которых ориентация ветроколеса по направлению ветра
производится с помощью хвоста, используют его и для останова ветроколеса, для
чего выводят хвост из-под ветра с помощью лебедки останова.
Трансмиссия (силовая передача). В общем случае трансмиссия предназначе-
на для передачи крутящего момента от двигателя к рабочему органу, изменения
тяговых усилий, скоростей и направления движения.
В данном случае, крутящий момент от ветроколеса передается к электриче-
скому генератору, который вращается со скоростью 1500 оборотов в минуту. Ско-
рость вращения ветроколеса значительно меньше. Поэтому между ветотурбиной и
генератором в большинстве случаев устанавливается мультипликатор. Ветроколесо
соединяется с мультипликатором либо через муфту, либо напрямую насаживается

89
на вал редуктора. Между мультипликатором и генератором всегда устанавливается
муфта для компенсации осевых и угловых отклонений при монтаже. Передаточное
число редукторов находится пределах i = 33-80. В некоторых ветроустановках
США применена геликоидальная коробка передач, имеющая два параллельных ва-
ла для соединения с двумя одинаковыми генераторами. Германский ветроагрегат
Seewind 52/750 мегаваттного класса изготовлен с двумя параллельными редуктора-
ми (2 и 3 ступени). При такой конструкции снижены нагрузки на зубья шестерен,
уменьшен уровень шума. Трансмиссия имеет меньшие размеры.
Для обеспечения регулирования скорости вращения ветроколеса английские
конструкторы
применили
комбинированную
механикоэлектрическую 2-
ступенчатую планетарную дифференциальную передачу. Ее вторая ступень связана
с серводвигателями системы регулирования.
Российская ветротурбина мегаватного класса Радуга-1 снабжена трехступен-
чатым многопоточным мультипликатором, разработанным на базе редуктора, кото-
рый применяется на крупнейшем в мире вертолете Ми-26.
Ветроколесо – это часть, которая воспринимает ветровой поток и преобразу-
ет энергию ветра в механическую энергию вращающегося ветроколеса. Ветроколе-
со содержит лопасти, которые закрепляются в ступице ветроколеса.
Из-за непостоянства параметров энергии ветра ветроколесо должно работать
в оптимальном режиме при высоких и низких скоростях потока, в установках ма-
лой и большой мощности, для индивидуального потребителя и совместно с линией
электропередачи. Эти факторы вносят коррективы в конструкцию ветроколеса.
В соответствии с законами аэродинамики каждому скоростному режиму ро-
тора должно соответствовать оптимальное геометрическое заполнение, т.е. соб-
ственная площадь поверхности лопастей, которая уменьшается с ростом скорости
вращения. Установлено, что концевые аэродинамические потери у ротора с 1 лопа-
стью на 10%, а у двухлопастного на 4% больше, чем у трехлопастного ротора.
Здесь подтверждается теория идеального ветроколеса, работающего без по-
терь при наличии бесконечно большого числа лопастей и при бесконечно большой
частоте вращения, Из трех типов турбин 3-х лопастная оказалась динамически
наиболее современной. Ими оснащается подавляющее (до 74%) большинство вет-
роагрегатов среднего и мегаваттного классов.
Изучение конструкций лопастей, которые выпускаются промышленностью
европейских стран, позволило установить эмпирическое соотношение между мас-
сой лопасти и диаметром ветроколеса в виде:
63
,
2
1,0 D
m
.
Зависимость справедлива для роторов с диаметрами 15-40 м. Показатель сте-
пени для роторов, диаметр которых превышает 40 м, увеличивается до 2,8.
Известно, что скорость вращения ротора ограничивается уровнем, при кото-
ром линейная скорость конца лопасти не должна превышать скорость звука, чтобы
избежать появления ударных волн. До этого предела роторы ветроустановок мало-
го класса могут вращаться быстрее, чем ветроколеса больших ветродвигателей, и
при этом они не создают неприятных звуковых колебаний. Так, диапазон скоростей
концов для лопастей маломощных турбин 1 - 10 кВт лежит в пределах 13-220 м/с.
Более часто встречаются скорости порядка 40-100 м/с. Ветротурбины мегаваттных
установок работают со скоростью конца лопасти от 60 до 90 м/с.

90
Мощность ветроагрегата рассчитывается исходя из приведенных ранее ана-
литических зависимостей. Однако имеется и аппроксимирующая формула, полу-
ченная из анализа работы реальных установок. Эта зависимость для больших тур-
бин (500-3000 кВт) выражается формулой:
42
,
2
6,0 D
Р
.
Размеры ротора могут меняться в зависимости от того, где устанавливается
ветроагрегат. Для районов с низкой скоростью ветра диаметр ротора увеличивается
за счет трубчатых вставок между втулкой и основанием лопасти. При больших по-
стоянных скоростях ветра лопасти укорачиваются. Такой путь достаточно прост, но
эффективность ротора снижается.
Лопасти. Все ветроколеса комплектуются стандартными лопастями, произ-
веденными на основе высококачественного стекловолокна и эпоксидной смолы.
Производство лопастей основано на запатентованном методе известном как «прес-
совая намотка».
Лопасти ветроколес диаметром 3 и 5 м полые внутри, а 7 м – монолитные.
Ведущая кромка лопастей покрыта эластичным полиуретаном для защиты против
эрозии. На рис. 3.16, в качестве примера, показано устройство полой лопасти из
композитных материалов.
Рис. 3 .16 – Устройство полой лопасти ветроколеса из композитных материалов:
1 – хвостовик; 2 – сетка; 2а – пенополиуретановые соты; 3 – лонжерон (стекло углепластик;
4 – обшивка (препрег, инфузия); 4а – оболочка (инфузия); 4б – (препрег); 5 – грунтовка
(гелькоат); 6 – полиуретановый лак; 6а – эпоксидный гелькоат;
7 – связывающая паста (адгезив)
Внедрение новых материалов сопровождается разработкой прогрессивных
технологий изготовления лопастей. Фирма Acrpac, например, производила стекло-
пластиковые лопасти вручную, послойно укладывая на шаблоне стекловолокно и
нанося на него эпоксидную смолу. Более совершенная технология заключается в
том, что собранная лопасть пропитывается полиэфирными смолами в вакуумной
камере без применения ручного труда. Связывающее вещество настолько хорошо
распределяется по сечению, что в композитном материале не остается воздушных

91
включений. По этой технологии датская фирма LM Glafiber выпускает лопасти
диаметром 38,8 м и масcой 10 т для ВЭУ P = 2,5 МВ.
Разработчики российской трехлопастной ветроустановки мегаваттного класса
«Радуга-1» применяют цельнометаллическую лопасть для ротора диаметром 43 м.
Ее лонжерон выполнен из стали, а нервюры и обшивка – из алюминиевого сплава.
Современные ветротурбины снабжаются лопастями с аэродинамическим
профилем, исследованию и разработке которого уделяется серьезное внимание. От
профиля лопасти в значительной степени зависит выработка электроэнергии.
Так, например, американская фирма LYNETT с1994 г. выпускает лопасти для
ветроагрегатов мощностью Р = 275 кВт, которые обеспечивают выработку электро-
энергии почти на 50% большую, чем предыдущие конструкции. К лопастям предъ-
являются очень серьезные требования. Они должны быть прочными и легкими, хо-
рошо противостоять циклическим нагрузкам, вибрации и воздействию атмосферы.
Первые ветротурбины монтировались со стальными и алюминиевыми экс-
трудированными лопастями. Конструкция лопастей и технология их изготовления
постоянно совершенствуются. Например, лопасть немецкой ветротурбины мега-
ваттного класса Aeolus-1с установленной мощностью Р = 1 МВт и диаметром рото-
ра75 м имела массу 22 т. Более мощная установка (Р = 3 МВт) Aeolus-II снабжена
ветроколесом диаметром 80 м, а масса лопасти снижена до 5,5 т.
Современные ветроустановки оборудуются автоматическими системами пус-
ка и остановки, измерения параметров ветра, дистанционного управления, сигнали-
зации и измерения. Они работают совместно с микропроцессорами и персональны-
ми компьютерами.
3.3 Ориентация ветроколеса на ветер
Устройство ориентации ветроколеса обеспечивает автоматический установ
ветроколеса по направлению ветра для эффективной работы ветродвигателя.
Наибольшая эффективность горизонтально-осевых ветроустановок достижи-
ма только при условии обеспечения постоянной коллинеарности оси ветроколеса и
направления ветра. Необходимость ориентации на ветер требует наличия в кон-
струкции ветроустановки механизмов и систем ориентации на ветер для непрерыв-
ного слежения за ветровой обстановкой, поиска направления с максимальным вет-
ровым потенциалом, поворота ветроколеса в этом направлении и его удержания в
таком положении. Наличие в конструкции ветроустановки системы ориентации на
ветер само по себе усложняет ее и снижает надежность (по данным опыта эксплуа-
тации зарубежных ветроустановок этого типа до 13% общего количества отказов
приходится на системы ориентации).
Крыльчатые ветроустановки с горизонтальной осью вращения обеспечивают
стабильную мощность, снимаемую с ветроколеса, при скорости ветра не меньше
номинальной. Однако практика использования автономных электростанций пока-
зывает, что реально вырабатываемая электроэнергия оказывается меньше расчет-
ной, причем потери электроэнергии могут достигать 30%. Причиной этого является
уменьшение мощности, а соответственно и энергии, передаваемой ветроколесом
при изменении направления ветра даже при достаточной его скорости. Т .е. ветро-

92
колесо не может мгновенно переориентироваться на новое (изменившееся) направ-
ление ветра, и за период переориентации мощность, снимаемая с ветроколеса,
уменьшается.
При изменении направления ветра (рис. 3.17) удельная мощность ветрового
потока на ветроколесо уменьшается. При сохранении модуля скорости ветра, но
при изменении его направления, мощность, снимаемая с ветроколеса, будет равна:
0
3
3
0
3
1
1
cos
cos
2
2
BK
BK
N
BK
n
N
BK
N
S
v
C
S
v
C
N







,
(3.13)
где: NВК0, NВК1 – мощность, снимаемая с ветроко-
леса в начальном положении и сразу после изме-
нения направления ветра, Вт; CN – коэффициент
использования мощности ветра; ρ – плотность
воздуха, кг/м
3
; v1n – модуль нормальной состав-
ляющей вектора скорости ветра после изменения
направления, м/с; v0 – модуль скорости ветра, м/с;
ВК – ометаемая площадь ветроколеса, м
2
;α–угол
изменения направления ветра, рад.
Под действием устройства установки на
ветер ветроколесо будет разворачиваться и, в
конце концов, займет новое положение (рис.
3,17), перпендикулярное новому направлению
ветра. В процессе разворота угол α между
направлением ветра и осью вращения ветроколе-
са будет уменьшаться, а мощность, снимаемая с
ветроколеса – увеличиваться.
Сила, устанавливающая ветроколесо в новое положение, зависит от способа
установки на ветер. Различают два типа системы ориентации ротора горизонталь-
но-осевых ветродвигателей на направление ветра: активную самоориентацию (за
счет взаимодействия элементов ветроустановки с ветровым потоком), применяе-
мую на ветроустановках малой и иногда средней мощности; пассивную (за счет
внешнего приводного устройства), применяемую на ветроустановках средней и
большой мощности.
При выборе системы ориентации учитывается мощность агрегата, тип и
быстроходность ветроколеса, его расположение относительно башни, система ре-
гулирования частоты вращения и т.д.
Основные требования предъявляемые к системе ориентации ветроустановок
на направление ветра следующие:
 точность ориентации должна быть не менее 4-5°, т.к. при отклонении в 5°
потеря мощности может достигать до 10%;
 скорость поворота гондолы (головки) не должна превышать 0,2-0,3 об/мин,
чтобы не вызывать чрезмерного гироскопического момента; момент инерции рото-
ра определяется формулой:
1.

J
Mrm

,
(3.14)
где: J – момент инерции ротора;  и ω1 – угловые скорости вращения ветродвига-
теля и поворота гондолы;
Рис. 3 .17 – Изменение
направления ветра: 1 – начальное
положение ветроколеса;
2 – положение ветроколеса при
новой ориентации

93
 при всех режимах работы должна соблюдаться устойчивость положения
гондолы в потоке, т.е. ориентация должна выполняться только при существенном и
относительно долговременном изменении направления ветра, а не при случайных
его пульсациях.
Установка на ветер путем размещения ветроколеса за башней, рис. 3.18.
В случае установки ветроколеса за башней при изменении направления ветра появ-
ляется тангенциальная сила (рис. 3.19), которая и разворачивает его на новое
направление ветра.
Уравнение движения ветроколеса под действием этой силы имеет вид:
2
2
0







,
(3.15)
где: φ – угол поворота ветроколеса вокруг башни за время τ, град.; φ0 – начальный
угол между нормалью к ветроколесу и направлением ветра, рад; ω – начальная уг-
ловая скорость поворота, рад/с; ε – угловое ускорение поворота, рад/с
2
;τ–время
поворота, с.
Учитывая, что в начальный момент времени
(перед изменением направления ветра) началь-
ные параметры (2) равнялись нулю, зависи-
мость угла α от времени будет иметь следую-
щий вид:
2
2
0





,
(3.16)
где: α0 – начальный угол изменения направле-
ния ветра, рад.
Угловое ускорение поворота ветроколеса
вокруг башни определяется по формуле:
C
Bt
J
r
F


,
(3.17)
где: r – расстояние от ветроколеса до оси пово-
рота вокруг башни, м; JС – момент инерции
ветроколеса относительно оси поворота вокруг
башни, кг·м
2
.
Для двухлопастного ветроколеса достаточно точно момент инерции можно
определить, воспользовавшись теоремой Штейнера, представив его как длинный
стержень. В этом случае момент инерции будет равен:
2
2
6
1
mr
mR
J
BK
C


,
(3.18)
где: m – масса ветроколеса, кг; RВК – радиус ветроколеса, м.
Силу ветра, действующую на ветроколесо, можно определить следующим
образом:
2
2
2
2
2
2
2
2
v
R
b
bv
R
b
v
m
F
BK
BK
B
B





,
(3.19)
где: b – толщина сечения лопасти, м; mВ – масса воздуха, проходящего через вет-
роколесо, кг.
Рис. 3 .18 – Размещение
ветроколеса за башней

94
С учетом (3.16), (3.15), (3.14) получаем:
2
2
2
2
2
0
2
3
1
2
sin
2













r
R
m
r
bv
R
BK
BK
.
(3.20)
Полученное уравнение можно записать в
следующем виде:




sin
0
А


.
(3.21)
Здесь





2
2
2
2
2
3
1
2
r
R
m
r
bv
R
А
BK
BK

–
параметры ветра и
ветроустановки.
Ориентация ветроколеса с помощью
хвостового оперения (флюгера), (рис. 3.20)
применяется в следующих случаях:

двигатели, регулирующиеся выводом
колеса из-под ветра; тихоходные двигатели; быстроходные двигатели малой мощ-
ности до 15 кВт.
Хвостовое оперение действует аналогично флюгеру. Когда ветер направлен
перпендикулярно ветроколесу (направление 1 на рис. 3.20), на поверхности хвоста
не возникает сил, которые отклоняли бы его в ту или иную сторону. Как только ве-
тер изменится (направление 2 на рис. 3.20), на поверхности хвоста возникает боко-
вая сила Рхв, которая поворачивает его, а вместе с ним и головку ветродвигателя
около вертикальной оси.
Этот поворот продолжается до тех пор, пока хвост станет параллельно, а
плоскость вращения ветроколеса перпендикулярно направлению ветра. Отличи-
тельной особенностью ориентации ветроколеса на ветер хвостом является то, что
хвост быстро реагирует на все изменения направления ветра. Таким образом, обес-
печивается возможность ветроколесу во время работы более длительное время
находиться под прямым воздействием воздушного потока. Это имеет чрезвычайно
важное значение, так как ветродвигатель может развивать полную мощность лишь
в том случае, когда поток ветра направлен перпендикулярно плоскости вращения
ветроколеса. Но вместе с тем быстрое реагирование хвоста на все изменения
направления ветра имеет и отрицательную сторону.
Силы, действующие на ветроколесо при флюгерной установке на ветер, пока-
заны на рис. 3.21. Как следует из рисунка, разворачивающей силой в этом случае
является нормальная составляющая. Легко показать, что ее вектор равен вектору
тангенциальной составляющей при размещении ветроколеса за башней. Таким об-
разом, полученные зависимости полностью пригодны и для описания процесса
флюгерной установки на ветер.
Рис. 3 .19 – Силы, устанавливающие
ветроколесо на ветер при его
расположении за башней: 1 – башня
ветроустановки; 2 – ось вращения
ветроколеса; 3 – ветроколесо

95
Рис. 3 .20 – Схема устройства
ветроколеса на ветер при помощи
хвоста
Рис. 3 .21 – Силы, устанавливающие ветроколесо на
ветер при использовании флюгера: 1 – ветроколесо;
2 – башня ветроустановки; 3 – ось вращения
ветроколеса; 4 – флюгер
Ориентация при помощи флюгера («хвоста») отличается большой точностью,
простотой конструкции, но имеет повышенную скорость поворачивания головки,
увеличивает ее вес, усложняет уравновешивание.
Во время поворота головки около оси башни z - z (рис. 3.22) на крыльях
вращающегося ветряного колеса возникают, помимо аэродинамических сил, цен-
тробежные силы и силы гироскопические, которые создают момент, изгибающий
махи крыльев и вал ветроколеса. Этот момент называют гироскопическим. Вели-
чина его изменяется прямо пропорционально угловым скоростями  и 1.
Взяв точку А с массой m на лопасти, напишем выражения этих сил:
r
m
Q2


–
центробежная сила, возникающая вследствие вращения ветроколеса
около своей оси;
r
m
Q
2
1.
1


–
центробежная сила, возникающая при повороте го-
ловки около оси z
-
z; сила от поворотного ускорения Кориолисса:
1
1/ sin
2

U
m
P
.
На рис. 3.22: r – расстояние точки A от
оси z - z. Сила Q1 направлена от оси z - z
параллельно y – y; U = r – относительная
скорость, в данном случае равная окруж-
ной скорости вращения точки A вокруг оси
x - x. Направление силы Р перпендикуляр-
но относительной скорости U и оси враще-
ния всей системы z - z. Угол 1, составлен
скоростью U и осью z - z. Эти силы вызы-
вают относительно осей ОХ, OY и OZ мо-
менты Мх., Му и Мz,.
Полный момент, ломающий мах у втул-
ки, равен:
t
J
Мг

 sin
21.

,
(3.22)
Рис. 3 .22 – Действие гироскопического
момента на ветроколесо

96
где: J – момент инерции крыла относительно оси ОХ.
Расчетный момент, изгибающий мах крыла, в течение одного оборота стано-
вится два раза равным нулю, когда мах принимает горизонтальное положение, и
получает два раза максимальное значение, когда мах принимает вертикальное по-
ложение. При этом величина его равна:
1.
2
J
Мг

.
(3.23)
Величина 1 зависит от длины хвоста. Если исходить из принципа работы
поверхности, то максимальную работу эта поверхность совершает, когда она пере-
мещается со скоростью U =
1
/3 V. Так как поверхность хвоста перемещается по
окружности с радиусом, равным длине хвоста L, которая берется от вертикальной
оси до центра парусности, то можно написать:
21
60303
nL
n
U
LV;




(3.24)
где:
1.
30



n
, следовательно:
V
L
3
1
1.


, откуда
L
V


3
1
1.

,
(3.25)
Вал изгибается гироскопическим моментом всего ветроколеса. Он получается
суммированием моментов от всех махов (для лопастей трех и больше)
1.

Вк
уJ
М
,
(3.26)
где: JВк – момент инерции всего ветрового колеса относительно оси ОХ.
Для двухлопастного ветряка:
1.
0
2
J
Му
.
(3.27)
Угловую скорость  находим с помощью уравнения:
30
n


,
(3.28)
где: n – число оборотов ветряного колеса в минуту.
У ветродвигателя с вертикальным вращающимся валом весьма существенное
влияние на положение ветроколеса относительно направления ветра оказывает мо-
мент реактивной силы зубьев шестерни вертикального вала. Этот момент называет-
ся реактивным моментом. Он стремиться повернуть головку ветродвигателя отно-
сительно вертикальной оси.
Окружное усилие ведущей шестерни вызывает реактивную силу Рр действу-
ющую на плече r относительно вертикальной оси. Эта сила создает крутящий мо-
мент всей головки, имеющей возможность повернуться около вертикальной оси.
Величина реактивного момента определяется с помощью уравнения:
Нм
n
Р
МР 555
,
9

,
(3.29)
где: Р – мощность ветродвигателя в Вт, n – число оборотов в минуту вертикального
вала при данной мощности.
Из этого уравнения видно, что реактивный момент равен крутящему моменту
вала ветродвигателя.

97
Для компенсации реактивного момента Мрк и сил на боковом плане поверх-
ность хвоста делают в виде дужки с выпуклостью в сторону направления бокового
плана или эксцентриситета, рис. 3.23, а. Такой хвост позволяет до некоторой степе-
ни компенсировать реактивный момент и уменьшить угол отклонения ветроколеса.
Рис. 3 .23 – Поверхность хвоста в виде дужки с выпуклостью для компенсации
реактивного момента (а) и отклонение хвоста на угол  от направления оси
ветроколеса (б)
С этой же целью в практике часто делают отклонение хвоста на некоторый
угол  (от 5° до 6°), от направления оси ветроколеса в противоположную сторону
направления регулирующей поверхности или эксцентриситета, рис. 3.23, б.
Вылет хвоста lхв, а также форму и размеры оперения выбирают исходя из
конструктивных соображений, при этом lхв = (1-1,4)R, где R – радиус ветроколеса.
В практике применяются различные формы хвостового оперения. Наиболее
часто применяют круглые, прямоугольные и треугольные хвосты, но при малых
удлинениях наиболее выгодно трапециевидное оперение.
Ориентация ветроколеса с помощью виндроз. Широкое распространение
получил способ установа ветроколеса на ветер виндрозами. Виндрозами называют
небольшие по размеру многолопастные крыльчатки, установленные перпендику-
лярно к плоскости вращения рабочего ветроколеса на поворотной опоре, жестко
связанной с головкой ветроагрегата.
При нарушении ориентации рабочего колеса по ветру виндроза начинает ра-
ботать автоматически и прекращает вращение только при точном установе рабоче-
го ветроколеса по направлению ветра. Т.е . ориентация при помощи виндроз осно-
вана на том, что пока направление скорости ветра параллельно плоскости их вра-
щения (оси ветродвигателя), виндрозы неподвижны. При направлении ветра под
углом к оси ветродвигателя (рис. 3.24), на лопастях виндроз возникает крутящий
момент, они начинают вращаться и передаточным механизмом поворачивают гон-
долу с ветровым колесом на ветер до тех пор, пока оно не станет строго против
ветра. В это время виндрозы вновь расположатся ребром к ветру и остановятся, по-
ка ветер снова не изменит свое направление.
Через механизм конических шестерен и червячной пары вращение передается
на систему поворота головки ветродвигателя. Цилиндрическая шестерня последней
пары находится в зацеплении с большим зубчатым колесом, жестко насаженным на
венце башни. При вращении виндроз, шестерня катится по неподвижному зубчато-
му колесу, увлекая всю систему головки и поворачивая ее в горизонтальной плос-
кости.

98
Если при ориентации на ветер
хвостом скорость поворота системы
около вертикальной оси в случаях
шквалов угрожает быстроходному
ветродвигателю поломкой, то при
виндрозах она менее вероятна. Это
обусловлено возможностью выбора
любого передаточного числа между
виндрозами и шестерней на башне.
Следовательно, угловая скорость от-
клонения ветряка зависит от выбора
передачи, а не от случайных порывов
ветра. Ориентация на ветер виндро-
зами применяется у маломощных и среднемощных ветродвигателях (у ветродвига-
телей мощность которых несколько выше 15 кВт). Эту систему ориентации харак-
теризует компактность, небольшие скорости поворота головки, высокая чувстви-
тельность, но конструкция ветроустановки усложняется.
Угловая скорость поворота системы около вертикальной оси определяется
уравнением:
10
/i


,
(3.30)
где. i – передаточное число трансмиссии от виндроз к зубчатой шестерне, закреп-
ленной на верхнем венце башни; 0 – угловая скорость виндроз, величина которой
определяется уравнением:
00
2ZV/D

,
(3.31)
где: Z0 – синхронное число модулей виндроз; эту величину принимают по опытным
характеристикам (пример на рис. 3.25); D – диаметр виндроз; V – скорость ветра.
Диаметр виндроз принимается от 0,15 до 0,2 диаметра ветроколеса. Размеры
лопастей виндроз берутся в зависимости от диаметра виндоз D, а именно:
 ширина на внешнем конце
3/
D


; ширина на внутреннем конце
6/
D
b
; длина
3/
D
l
.
Число лопастей у виндроз обычно 4, 6
и более. Пользуясь характеристиками
крутящих моментов виндроз и уравне-
ниями, можно подобрать передачу так,
что гироскопический момент не будет
опасным для прочности конструкции
ветродвигателя. Приближенно 1 при-
нимают равной около 0,05.
При расчете виндрозной системы ис-
ходными данными являются приведен-
ный (обычно к валу виндроз) суммарный
момент сопротивлений, учитывающий
трение в опорах головки и в передачах
механизма ориентации, требуемая точ-
ность ориентации и максимально допу-
Рис. 3 .24 – Схема поворота гондолы
ветродвигателя на ветер при помощи виндроз
Рис. 3 .25 – Характеристика крутящих
моментов виндроз для разных углов
направления ветра к плоскости вращения

99
стимая скорость переориентации. Чувствительность механизма при заданных зна-
чениях v0 и 1min зависит от характеристики виндрозы (диаметр dв, числа лопастей
iл.в и угла л.в их установки), их количества iв и передаточного отношения механиз-
ма от вала виндроз к шестерне, закрепленной на башне, iм.общ. Обычно конструктор
выбирает виндрозы по атласу и рассчитывает iм.общ из выражения:
)
;
;
;
;
(
.
min
1
0
.
в
л
в
on
общ
м
i
d
v
M
f
i



.
(3.32)
Зная начальный момент виндрозы
0в
М для угла 1min, находим любой пара-
метр из выражения
2
.
.
2
0
3
0
10
45
,
2


общ
м
в
л
в
в
on
i
iv
d
M
M
.
(3.33)
При расчете моментов сопротивлений механизма ориентации надо учиты-
вать, что его загрузка невелика, поэтому виндрозы работают на режимах, близких к
синхронным режимам, а КПД механизма будет определяться по формуле:
1
1
м.о
n
n/
nx







,
(3.34)
где:
Р
фа кт
Р
Р
х
–
степень загрузки механизма, n – КПД механизма при Рр и n – от-
ношение момента потерь холостого хода к моменту при расчетной нагрузке (n ср 
0,075).
При расчетах принимают КПД зубчатой пары: цилиндрической – 0,97, кони-
ческой – 0,96, а для червячной пары имеем следующее выражение:
п
ч
ч
ч
п
ч
n
tg
tg
n
)
(
.





где ч – угол наклона средней винтовой линии червяка, nп –
КПД подшипников, ч – угол трения.
Угловая скорость поворота головки рассчитывается по формуле:
в
общ
м
во
общ
м
во
d
i
v
z
i
.
.
2
2




,
(3.35)
где: во – угловая скорость виндрозы, zво – синхронное число модулей виндрозы,
определяемое по экспериментальным характеристикам.
Отсюда получаем формулу:
доп
в
во
во
общ
м
d
v
z
i
2
max
2
.
2





.
(3.36)
Для самого тяжелого случая, то есть когда скорость 2 может быть наиболь-
шей, считают 1 = 90, vma x =20-25 м/c. При максимальной скорости v0 чувствитель-
ность механизма ориентации наименьшая и, поскольку виндрозы при 1=10-20 за-
тенены ветроколесом значение скорости v0 должно быть снижено на 10-15%.
Обычно применяют одну или две виндрозы диметром dв = (0,15-0,2)Dвк с углом
установки лопастей л = 20-30. Наиболее выгодны трапециевидные лопасти, кото-
рые дают на 15-20% больший момент
во
М , чем равновеликие по площади круглые
или квадратные.

100
Конструктивное исполнение механизмов ориентации может быть самым раз-
личным. При расположении виндроз перед ветроколесом более компактный меха-
низм – червячный, одно- или двухступенчатый. В первом случае червяк является
валом виндроз, а червячная шестерня совмещена с опорным подшипником головки.
Такой механизм с передаточным отношением iм.общ = 100 высокую чувствитель-
ность системы:
при1=45,vmin = 3,6м/с;
при1=10,vmin = 5,15м/с.
В этих случаях погрешность установки головки по отношению к вектору ско-
рости не превышает 3°. В то же время опыты показали, что максимальная угловая
скорость переориентации не превышает 0,51 рад/с (при 1 = 45, v = 21 м/с).
Для более крупных агрегатов выгоднее двухступенчатый механизм, потому
что он дает возможность при больших передаточных числах iм.общ = 1000-2000 ис-
пользовать небольшие виндрозы и не удалять их от оси вращения головки. При
расположении виндроз за ветроколесом, их, напротив, следует выносить как можно
дальше от оси вращения головки. Поэтому применяют шестерные механизмы с так
называемой цевочной шестерней (рис. 3.26, где 1 – колесо на башне, 2 – блок кони-
ческой и цилиндрической шестерен, 3 – виндроза) или комбинированный (рис.
3.27, где 1 – колесо на башне, 2 – червяк, 3 – виндроза).
Рис. 3 .26 – Схема шестерного виндрозного
механизма ориентации
Рис. 3.27 – Схема комбинированного
виндрозного механизма ориентации
Преимуществом червячных пар является их компактность при больших пере-
даточных числах iм.общ возможность снижения зазоров в зацеплении путем исполь-
зования разрезного, подпружиненного червяка, у которого один виток имеет мень-
ший шаг и поэтому осевой зазор между зубьями колеса и червяком уменьшен.
Следящей системы автоматической ориентации ветроколес. Ветродви-
гатели среднего и мегаватного классов имеют специальные поворотные гондолы
для размещения трансмиссии, соединительных муфт, тормозной системы, электро-
генераторов и вспомогательного оборудования. Корпуса гондол изготавливаются
либо из стеклопластика, либо из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом,
который хорошо противостоит вибрации, Масса гондол колеблется от нескольких
тонн до 120-140 т. Поворот таких тяжелых конструкций навстречу ветру осуществ-
ляется специальными системами.

101
Для этого ветротурбина оборудована электродвигателями, соединенными с
планетарным редуктором. Зубчатый венец редуктора (рис. 3.28) крепится наверху
башни, а электродвигатель с шестерней смонтирован на металлическом полу гон-
долы. Кроме электромеханического устройства, для придания агрегату положения,
направленного на ветер, применяются гидромоторы поворота.
Команда на поворот ветротурбины по-
дается от анемоскопа, установленного навер-
ху гондолы. Анемоскоп измеряет скорость
ветра и определяет его направление. При от-
клонении направления более 5 от идеальной
линии информация поступает в компьютер,
который включает в действие механизм при-
вода поворота в ту или иную сторону.
Блок автоматического управления при-
водом через систему шестерней осуществляет
поворот ветроагрегата. Подобный способ
ориентации встречается довольно часто в
конструкции ВЭУ средней (от 100 до 500 кВт)
и большой мощности (свыше 500 кВт). Прин-
цип работы этой системы ориентации заклю-
чается в следующем: флюгер регистрирует
направление ветра, данные с флюгера считы-
ваются автоматической системой управления,
которая, при необходимости через шаговый
двигатель и систему шестерней осуществляет разворот ротора ВЭУ на ветер.
Чтобы устранить рыскание гондолы применяются специальные демпфирую-
щие системы. Устройство для ориентирования служит не только для того, чтобы
совмещать ось вращения ветротурбины с направлением потока. Иногда оно выпол-
няет противоположное действие – выводит ветроколесо из-под ветра. Такой способ
служит для регулирования скорости вращения лопастей либо для прекращения ра-
боты ветроэнергетической установки вообще.
На рис. 3.29 приведен пример функциональной схемы системы автоматиче-
ской ориентации на ветер, где:
 ЗУ – задатчик угла. Преобразует угол поворота направления ветра в соот-
ветствующее напряжение. Задатчик угла в данной системе представляет собой дат-
чик направления ветра.
 Ф – фильтрующий элемент. Служит для сглаживания данных, подающихся
на блок управления электроприводом ориентации, при сильном рысканье ветра.
 ЭС – элемент сравнения. Выходной сигнал этого элемента равен разности
напряжений, подающихся с задатчика угла и датчика угла.
 Ун – усилитель напряжения. Служит для усиления выходного сигнала с
элемента сравнения перед подачей его в нелинейный элемент.
 НЭ – нелинейный элемент с зоной нечувствительности. Он необходим для
создания зоны нечувствительности механизма, а также для ограничения напряже-
ния подаваемого на электродвигатель.
Рис. 3 .28 – Конструкция следящей
системы ветроустановки

102
 Ум – усилитель мощности. Усиливает входное напряжение нелинейного
элемента до номинального напряжения электродвигателя.
 ЭД – электродвигатель. Преобразует входное напряжение в угол поворота
своей очи. В нашей системе, для поворота ветроагрегата используется два одинако-
вых электродвигателя. Это необходимо для уменьшения момента инерции ветро-
двигателя.
 Р – редуктор. Преобразует угол поворота ветроколеса в соответствующее
напряжение. Представляет собой датчик угла поворота оси ветродвигателя.
 Усд – усилитель сигнала датчика угла. Служит для соглосования датчика
угла поворота ветроколеса и датчика направления ветра.
Рис. 3 .29 – Функциональная схема системы автоматической ориентации на ветер
3.4 Система регулирования мощности
Ветроустановки в силу конструктивных особенностей не полностью исполь-
зуют потенциальную энергию ветра. Часть энергии теряется за счет инерции покоя
ветроколеса, часть – за счет режима регулирования и часть – за счет вывода ветро-
колеса из-под ветра. На рис. 3.30 показана зависимость мощности, развиваемой
ветроустановкой, от скорости ветра.
Утилизируемая энергия
ветра зависит от трех основ-
ных параметров, называемых
базовыми скоростями ветра.
Первый параметр – мини-
мальная
скорость
ветра
(vmin), при которой ветроко-
лесо начинает вращаться.
Второй – расчетная скорость
(vp), при которой ветроуста-
новка выходит на расчетный
режим и развивает номи-
нальную мощность. Третий – максимальная скорость ветра (vmax), скорость выше
максимальной становится критической для ветроустановки.
Рис. 3 .30 – Зависимость мощности ветроустановки от
скорости ветра

103
В диапазоне скоростей от минимальной до рабочей ветроустановка развивает
тем большую мощность, чем больше скорость ветра. При скорости ветра v  vр с
помощью специального регулировочного устройства автоматически устанавлива-
ется постоянный режим вращения ветроколеса и вырабатываемой мощности. Если
v  vmax, ветровой напор на ветроустановку становится критическим и по условию
механической прочности происходит ее отключение.
Современные ВЭУ могут иметь два основных рабочих режима: работа с по-
стоянной и переменной скоростью вращения ротора ветроколеса, при этом прин-
ципы управления ВЭУ зависят от того, в какой зоне они работают. Так, выделяют
три основные зоны работы ВЭУ. Эти зоны отмечены на энергетической характери-
стике ВЭУ, рис. 3.30.
Зона 1, часть кривой, расположенная левее скорости ветра 5 м/с, включает
моменты бездействия установки и ее запуска. Стратегия регулирования в этой об-
ласти заключается в слежении за скоростью ветра: определяется, находится ли ско-
рость в пределах, нормируемых для начала работы установки, и если находится, то
начинается выполнение операций, необходимых для запуска установки. В этой
зоне современные стратегии управления не используются.
Зона 2 является рабочим режимом, в котором желательно выработать макси-
мально возможное количество электроэнергии. Аэродинамические потери препят-
ствуют достижению установкой ее максимального теоретически возможного отбо-
ра энергии из ветра, называемого пределом Бетца (ср = 0,59), но цель – приблизить-
ся к этому значению так близко, как возможно. В зоне 2 могут быть использованы
два принципа регулирования работы ВЭУ: поворот гондолы в горизонтальной
плоскости и изменение вращающего момента генератора.
Работа в зоне 3 происходит при скорости ветра, выше номинальной, то есть
при скорости ветра выше той, при которой производится максимальное количество
энергии. Установка должна ограничивать отбираемую долю энергии ветра так, что-
бы не выйти за пределы электрических и механических расчетных нагрузок генера-
тора. В зоне 3 установка, работающая с переменной скоростью, поддерживает по-
стоянное значение скорости и постоянную, номинальную мощность, изменяя угол
атаки лопастей для сброса избыточной энергии. В этой области могут быть исполь-
зованы все три выше указанных принципа управления выработкой мощности.
Для предохранения от перегрузок и ограничения в заданных пределах часто-
ты вращения ветроколеса применяют систему автоматического регулирования. При
скорости ветра выше расчетной ограничивают частоту вращения генератора и
мощность ветроустановки.
Независимо от способа, принцип регулирования сводится к изменению подъ-
емной силы на лопастях и момента аэродинамических сил на ветроколесе. Приме-
няются два основных способа регулирования: изменение положения в потоке всего
ветроколеса (выводом из-под ветра) – для тихоходных агрегатов и поворот лопа-
стей на соответствующие углы атаки – для быстроходных. При этом используются
силы: центробежные, аэродинамические или одновременно те и другие.
Для улучшения пусковых характеристик агрегата лопасти на период пуска и
разгона автоматически поворачиваются на оптимальные углы, а при росте скорости
ветра уменьшается угол атаки и соответственно подъемная сила.

104
Механическая мощность, производимая горизонтально-осевым колесом в
установившемся режиме, определяется по формуле:
)
,
(
8
1
3
2
ср
p
m
c
v
D
P




,
(3.37)
где: ρ – плотность воздуха, D – диаметр площади, ометаемой ветроколесом; v –
скорость ветра, ср – коэффициент мощности; λ – быстроходность в безразмерных
величинах, β – угол атаки лопасти ротора в градусах.
Коэффициент мощности, как функция от λ при разных углах атаки лопасти,
приведен на рисунке 3.31.
При низких скоростях вет-
ра угол атаки лопасти под-
держивают равным нулевому
значению, так как максималь-
ный коэффициент мощности
достигается при этом значе-
нии угла.
Коэффициент
мощности
имеет максимальное значение
для каждого коэффициента λ
и угла атаки. Это значит, что
для извлечения максимальной
мощности отдельной турби-
ной, стратегия регулирования должна быть такой, чтобы поддерживать оптималь-
ную быстроходность при любой скорости ветра.
При малых скоростях ветра необходимо стремиться получать максимально
возможную мощность турбины до тех пор, пока не будет достигнута номинальная
мощность. При скоростях ветра выше, чем номинальная скорость вращения ВЭУ,
стратегия регулирования должна быть изменена таким образом, чтобы ветровая
турбина производила номинальную, а не оптимальную мощность, при этом кон-
струкция ротора должна обеспечивать его оптимальный режим работы как при
низких, так и при высоких скоростях ветра, а также предусматривать остановку в
экстремальных условиях урагана. Эти задачи решаются системой регулирования.
Она может основываться на двух различных подходах, использующих поворот ло-
пастей (pitch-регулирование) либо явление срыва потока (stall-регулирование). В
ветроустановках среднего класса превалирует регулирование путем срыва потока.
Производители более мощных установок применяют оба метода в равной степени.
Суть pitch-регулирования заключается в том, что по сигналу датчика анемо-
скопа при изменяющейся скорости ветра вырабатывается импульс, который пере-
дается на исполнительный механический или гидравлический орган. В результате
вся лопасть или ее верхняя часть поворачивается, изменяется угол атаки, а, следо-
вательно, и величина подъемной силы. Гидромеханические устройства меняют по-
ложение лопасти со скоростью до 10 град/с в пределах от 90 до 0 при остановке
ротора. Запуск ротора обычно осуществляется при скорости ветра 3,5-4 м/с, а оста-
новка – при V = 27-30 м/с. Надежность работы системы регулирования в некоторых
случаях обеспечивается отдельным приводом для поворота каждой лопасти.
Рис. 3 .31 – Зависимость коэффициента мощности от
быстроходности при разных углах атаки лопасти 

105
Второй способ stall-регулирование реализуется иначе. Линейная скорость
каждого сечения профиля вращающейся лопасти увеличивается по мере удаления
от оси вращения. Поэтому в какой-то момент поток срывается, подъемная сила те-
ряется, и это сечение работает неэффективно. Чтобы обеспечить оптимальное ис-
пользование энергии потока при разных скоростях, лопасть закручивается, т.е .
каждое сечение повернуто относительно предыдущего и располагается под различ-
ными углами к плоскости вращения. Stall-регулирование обеспечивает такие усло-
вия работы ветроколеса, что при резком увеличении скорости ветра вырабатывае-
мая мощность не растет, т.к . в целом уменьшается эффективность лопастей из-за
срыва потока. Этот метод регулирования мощности оказывается приемлемым, если
поддерживается постоянная скорость вращения ротора с помощью асинхронного
генератора ветроустановки, подключенного к линии электропередачи. Современная
тенденция в регулировании мощности, вырабатываемой ветроагрегатами среднего
и мегаваттного классов, заключается в том, что поворот лопастей в сочетании с по-
стоянной скоростью вращения не применяется, хотя раньше такая комбинация ис-
пользовалась широко.
Регулирование скорости вращения ротора ВЭУ обеспечивает выдачу опти-
мальных параметров электрического тока в сеть при генерации электроэнергии, а
так же предотвращает разгон ветродвигателя – неконтролируемое увеличение ско-
рости вращения ротора ВЭУ, с последующим его разрушением, при отсутствии
энергопотребления.
Регулирование скорости вращения ВЭУ может осуществляться одним из не-
скольких способов, или их комбинацией:
 регулирование уходом ротора ВЭУ из-под ветра;
 регулирование изменением угла установки лопасти;
 регулирование срывом потока;
 регулирование торможением.
Вывод ветроколеса из-под ветра. Этот способ регулирования благодаря
своей простоте нашел применение в ветроустановках малой мощности с многоло-
пастными ветроколесами. При выводе ветроколеса из-под ветра, т.е. при косой об-
дувке (в англоязычной терминологии – «yaw control») через него проходит меньшее
количество воздуха. Кроме того, из-за изменения угла атаки на лопасти уменьшает-
ся подъемная сила.
Автоматическое регулирование мощности выводом ротора из под ветра при-
меняется у ВЭУ небольшой мощности (до 5 кВт). Регулирование по этому принци-
пу может осуществляться двумя способами: во-первых, с помощью боковой по-
верхности – так называемой лопаты, укрепляемой на головке ветродвигателя на
специальном кронштейне за ротором с правой или с левой стороны, сверху или
снизу (рис. 3.32), во-вторых, размещением оси ветроколеса на некотором расстоя-
нии вправо или влево, вверх или вниз от вертикальной или горизонтальной оси по-
ворота ветроагрегата. Во втором случае отклонение ротора происходит благодаря
моменту лобового давления ветра на ротор, плечо момента ε. При этом разворот
ротора может быть произведен как в горизонтальное (рис. 3.33), так и в вертикаль-
ное положение.

106
В первом случае (рис. 3.32) при
увеличении скорости ветра выше
расчетной возникающее на «лопа-
те» усилие поворачивает ветроко-
лесо на некоторый угол. Во вто-
ром случае (рис. 3.33) поворот
ветроколеса происходит от дей-
ствия на него осевого давления. В
обоих случаях «хвост» под дей-
ствием ветрового потока находит-
ся в положении, параллельном
направлению ветра, а пружина
растягивается, обеспечивая равно-
весное положение ветроколеса.
Ветроколесо устанавливается
относительно опорной мачты вет-
родвигателя с эксцентриситетом .
Силы лобового давления на ветро-
колесо, действующие на плече ,
создают момент относительно
вертикальной оси и поворачивают
головку, выводя ветроколесо из-
под ветра. В первоначальное по-
ложение головка с ветроколесом
возвращается пружиной. До нача-
ла регулирования (при скоростях
ветра, при которых ограничение
частоты вращения не требуется) головка с ветроколесом находится в положении 1.
При буревых скоростях ветра головка с ветроколесом переходит в положение 3, и
ветроколесо останавливается. При промежуточных скоростях ветра частота враще-
ния автоматически ограничивается за счет косого обдува ветроколеса.
Вывод ветроколеса из-под ветра является широко известным и простым с
точки зрения реализации способом регулирования его мощности и числа оборотов.
К главным недостаткам данного метода можно отнести:
 большую инерционность системы регулирования и как следствие запазды-
вание ее срабатывания, поскольку требуется поворот всей массы ветродвигателя и
установленного на нем навесного оборудования относительно главной вертикаль-
ной оси вращения, а также наличие при повороте переменных сил, связанных с ги-
роскопическим эффектом;
 конструктивная необходимость в эксцентриситете ε между главной верти-
кальной осью ветродвигателя и горизонтальной осью ветроколеса, что определяет
нестабильность центра масс конструкции и нелучшим образом сказывается на рас-
пределении нагрузки между несущими элементами опорной мачты.
Рис. 3 .32 – Схема регулирования оборотов
ветроколеса при помощи боковой лопаты

107
Регулирование скорости вращения ротора ВЭУ изменением угла установ-
ки лопастей. При изменении угла установки лопасти или ее части (рис. 3.34) по
отношению к направлению скорости ветра меняется подъемная сила, а, следова-
тельно, и ее составляющая, действующая в направлении вращения ротора ВЭУ. В
результате изменение угла установки лопастей приводит к изменению скорости
вращения ротора.
Изменение угла установки
лопасти может быть осуществ-
лено одни из трех способов:
 аэродинамически-
пру-
жинным способом;

под действием центро-
бежных сил;

сервоприводом.
Изменение угла установки
лопасти (поворот ее вокруг про-
дольной оси) аэродинамически-
пружинным способом заключа-
ется в следующем: под действи-
ем давления ветра лопасть, ко-
торая свободно насажена на сту-
пицу, т.е. имеет возможность
поворота вокруг продольной
оси, разворачивается в положе-
ние наименьшего аэродинамиче-
ского сопротивления. Полному
развороту лопасти препятствует
пружина. В результате совокуп-
ного воздействия от силы давле-
ния ветра и силы натяжения
пружины лопасть занимает про-
межуточное равновесное поло-
жение.
Изменение угла установки
лопасти (поворот ее вокруг продольной оси) под действием центробежных сил
осуществляется центробежными силами, развиваемыми либо нормальным центро-
бежным регулятором, либо грузами, размещенными на лопастях.
В момент увеличения оборотов ротора ВЭУ, грузы действием центробежных
сил перемещаются вдоль оси махов и приводят в движение тяги, соединенные шар-
нирным механизмом с лопастями и поворачивающими их в направлении, умень-
шающем угол атаки. Вслед за этим уменьшается подъемная сила, действующая на
лопасти, а следовательно, понижается скорость вращения ротора ВЭУ. Подобный
способ регулирования встречается у ВЭУ мощностью до 10 кВт. При дальнейшем
увеличении мощности ВЭУ, грузы, обеспечивающие разворот лопастей, имеют не-
допустимо большие массогабаритные размеры.
Рис. 3 .33 – Схема регулирования выводом
ветроколеса из-под ветра за счет смещения оси
ветроколеса относительно оси башни

108
Изменение угла установ-
ки лопасти (поворот ее во-
круг продольной оси) сер-
воприводом – механиче-
ским приводом (чаще всего
с шаговым двигателем),
имеющим в составе датчик
(положения, скорости, уси-
лия и т.п .) и блок автомати-
ческого управления приво-
дом. Подобный способ ре-
гулирования скорости вра-
щения ротора встречается
довольно часто в конструк-
ции ВЭУ средней (от 100 до
500 кВт) и большой мощно-
сти (свыше 500 кВт). На
рис.
3.35 представлена
структурная схема регули-
рования угла установки ло-
пастей с помощью серво-
привода.
Принцип работы этой
системы регулирования за-
ключается в следующем:
тахометр замеряет скорость
вращения высокоскоростно-
го вала между редуктором и
электрогенератором ВЭУ,
данные с которого считывает система автоматического управления. При изменении
оборотов вращения, система автоматического управления запускает шаговый элек-
тродвигатель, который через систему тяг осуществляет разворот лопастей на нуж-
ный градус.
Регулирование скорости вращения ротора ВЭУ срывом потока. Данный
способ регулирования основан на выборе специальной формы профиля лопасти,
которая при высоких скоростях ветра имеет более низкую эффективность работы за
счет образования на поверхности лопасти явления срыва потока и пограничного
слоя (воздушной подушки), которые искусственно изменяют форму лопасти при
данных скоростях ветра. Эффективность работы лопастной системы, при этом,
уменьшается. Уменьшается, так же и скорость вращения ротора ВЭУ. Для ВЭУ с
этим способом регулирования характерно жесткое, без возможности поворота, за-
крепление лопастей на ступице.
Регулирование скорости вращения ротора ВЭУ торможением. Регулиро-
вание скорости вращения ротора торможением может осуществляться электроди-
намическим и механическим способом. При механическом торможении в работу
Рис. 3 .34 – Регулирование скорости вращения ротора
ВЭУ аэродинамическим тангажированием поворотными
концевыми частями лопастей

109
вступают механические дисковые или барабанные тормоза, которые при воздей-
ствии сил трения между тормозными колодками и диском или барабаном создают
тормозной момент на главном валу ВЭУ, обеспечивая прекращение вращения ро-
тора ВЭУ. При электродинамическом торможении, система автоматики переключа-
ет электрогенератор в режим двигателя, который развивает противомомент, обес-
печивая прекращение вращения ротора ВЭУ. Эти два способа регулирования ско-
рости вращения используются и для предотвращения аварийных ситуаций.
Защита от обле-
денения. Обледенение
лопастей и других и
других элементов ВЭУ
приводит к снижению
эффективности работы
ВЭУ, а увеличение их
массы, за счет намер-
зания льда, увеличива-
ет нагрузки на обору-
дование, что снижает
ресурс его работы. При
обледенении оборудо-
вания
ветроизмери-
тельных станций (ане-
мометров, флюгеров), замеряющего параметры ветра, возможно возникновения
нештатных аварийных ситуаций, так как система автоматики осуществляет регули-
рование работы ВЭУ, не соответствующее действительным ветровым режимам.
Защита элементов ВЭУ от обледенения может происходить одним из спосо-
бов или их комбинацией:
 периодическое нанесение на поверхности лопастей и других элементов
ВЭУ специальных гидрофобных мастик, которые уменьшают интенсивность нале-
деобразования;
 покраска лопастей и других элементов ВЭУ в черный цвет, который увели-
чивает коэффициент поглощения поверхностью солнечного излучения, что так же
уменьшает интенсивность намерзания льда;
 обогрев лопастей и других элементов ВЭУ с помощью встроенных ТЭНов;
 обогрев лопастей и других элементов ВЭУ горячим воздухом.
3.5 Парусные ветроустановки
Ветрогенератор парусного типа является наследником древнего критского
ветроколеса, различные вариации которого продолжают использовать во многих
странах на примере ветряных мельниц. Если сравнивать лопасти классических
мельниц с парусными, то можно заметить, что парусные лопасти гораздо проще в
изготовлении и эксплуатации, а также в ремонте, что немаловажно. Так, парус, в
отличие от классической лопасти, мгновенно подстраивается под направление и
Рис. 3 .35 – Структурная схема регулирования угла установки
лопастей с помощью сервопривода

110
силу ветра. Это дает возможность парусному ветряку работать, как в условиях ма-
лых ветров, так и при бурях (рис. 3.36).
Несмотря на то, что парусники выглядят не очень привлекательно по сравне-
нию с современными лопастными ветрогенераторами, они могут вырабатывать
электричество на слабом ветре. Достаточно движения воздуха со скоростью 3-4 м/с,
чтобы парусный ветрогенератор вырабатывал мощность, в то время как лопастный
в таких условиях стоит неподвижно.
Они максимально эффективно отбирают
энергию слабых ветров, и в то же время мяг-
кие лопасти-паруса не позволяют колесу
набрать слишком большую скорость при
сильных порывах ветра, резко снижая свою
эффективность. Для особо сильных и внезап-
ных шквалов в конструкции предусмотрен
специальный предохранитель, при разруше-
нии которого от ветровой перегрузки паруса-
лопасти переходят в режим флага и более не
воспринимают
существенных
ветровых
нагрузок, спасая конструкцию от разрушения.
По окончании бури это ветроколесо легко
снова привести в рабочее состояние.
В конструкции парусный ветрогенератор
имеет множество положительных качеств. Данные конструкции отличаются от ло-
пастных ветряных систем абсолютной экологичностью, низкой стоимостью, спо-
собностью использовать энергию слабых ветров, а также у них не наблюдаются
вибрации, звуковые возмущения и другие негативные явления традиционных вет-
роустановок.
3.6 Ветроустановки с вертикальным валом
В настоящее время большинство производимых ветроустановок имеют гори-
зонтальную ось вращения и пропеллерный тип ветро-приемного устройства. Работа
подобных конструкций начинается при скоростях ветра в диапазоне от 2,5 до 3,5
м/с в зависимости от мощности и особенностей конструкции. При дальнейшем уве-
личении скорости ветра происходит увеличение частоты вращения ветродвигателя
и ротора электрогенератора. Необходимо отметить, что на номинальный режим ра-
боты генератор выходит только при скорости ветра от 8 до 12 м/с.
Необходимо отметить, что в диапазоне скоростей от 2 до 6 м/с выходная
мощность существующих ветродвигателей незначительна, то есть используется
лишь малая часть принимаемой энергии ветра. Исходя из того, что при превыше-
нии расчетной скорости частоту вращения искусственно занижают, используя
только часть энергии ветра, можно объяснить низкий коэффициент использования
энергии ветра (0,41-0,47) современных ветроэнергетических установок.
Если принять во внимание тот факт, что на большей части континентальной
территории России среднегодовые скорости ветра редко превышают 4,5-5 м/с, то
Рис. 3 .36 – Ветрогенератор парусного
типа [http://stronews.ru/wp-content/]

111
низкое и неэффективное использование энергии ветра (в диапазоне от 2 до 6 м/с,
при их очевидном временном доминировании) становиться очевидным. Поэтому
чтобы эффективно использовать указанный диапазон скоростей, необходимо вы-
брать рациональные структуру и параметры системы «ветродвигатель – передаточ-
ный механизм – генератор», такие, чтобы взаимодействие передаточного механиз-
ма и генератора обеспечивало максимально возможный КПД при любой скорости в
диапазоне 2-8 м/с.
Этим параметрам отвечают ветроустановки с вертикальной осью вращения
(на основе роторов Дарье, Савониуса, Масгрува, Эванса и их модификаций) рабо-
тающие на меньших скоростях ветра.
До недавнего времени главным недостатком вертикально-осевых ветроэнер-
гетических установок ошибочно считалась невозможность получить быстроход-
ность больше единицы. К недостаткам также относили неравномерность крутящего
момента, зависимость частоты вращения ветроколеса от скорости ветра и большую
пусковую скорость ветра (около 15 м/с).
Эти положения, верные только для тихоходных роторов с различным сопро-
тивлением лопастей движению, привели к неправильным теоретическим выводам о
малом коэффициенте использования энергии ветра у вертикально-осевых ветро-
энергетических установок по сравнению с горизонтально- осевыми ветроустанов-
ками. В результате этот тип ветроэнергетических установок почти 40 лет вообще не
разрабатывался. И только в 60-70-х годах прошлого века сначала канадскими, а за-
тем американскими и английскими специалистами было экспериментально доказа-
но, что эти выводы неприменимы к роторам Дарье. Быстроходность этих роторов
достигает 6:1 и выше, а коэффициент использования энергии ветра уже в настоя-
щее время на уровне горизонтально-осевых пропеллерных ВЭУ.
Вертикально-осевые (ВО) ветроэнергетические установки с точки зрения
воздействия на окружающую среду имеют следующие преимущества перед гори-
зонтальными пропеллерными:
 уровни аэродинамических, инфразвуковых шумов, теле- и радиопомехи го-
раздо ниже;
 меньше радиус разброса обломков лопастей в случае их разрушения и ме-
нее вероятно саморазрушение;
 ниже вероятность столкновения лопастей с птицами.
Классификация ВО установок. По принципу действия ВО ВЭУ можно раз-
делить на две группы, в которых для создания момента вращения используются:
 различие в сопротивлении лопастей при их движении по ветру и против
ветра;
 подъемная сила лопастей.
 К первой группе относятся:
 ротор пластинчатый, рис. 3.37, а;
 ротор чашечный, рис. 3.37, б;
 ветротурбина Лафонда, рис. 3.37, в;
 ротор Савониуса замкнутый (рис. 3.37, г), щелевой, рис. 3.37, д;
 ротор Савониуса с диффузором, рис. 3.37, е.

112
Ветроагрегаты такого типа обладают большим начальным крутящим момен-
том, но меньшей быстроходностью и мощностью по сравнению с ГО ВЭУ пропел-
лерного типа.
Рис. 3 .37 – Основные типы и конструктивные схемы ВО ВЕУ, крутящий момент у которых
создается за счет силы лобового сопротивления: а – ротор пластинчатый; б – ротор
чашечный; в – ветротурбина Лафонда; г – ротор Савониуса замкнутый;
д – ротор Савониуса щелевой; е – ротор Савониуса с диффузором
Ко второй группе относятся:
 ротор Горелова;
 ротор Дарье Ф-образный с замкнутыми лопастями, рис. 3.38, а;
 ротор Дарье Δ-образный с наклонными лопастями, рис. 3.38, б;
 ротор Дарье H-образный с прямыми лопастями, рис. 3.38, в;
 ротор Дарье V-образный с наклонными лопастями, рис. 3.38, г;
 ротор Дарье с изменяемым углом установки лопасти, рис. 3.38, д;
 ротор Дарье с гибкими лопастями, рис. 3.38, е.
Эти турбины способны преобразовывать подъемную силу в положительный
момент вращения, если их лопасти движутся довольно быстро по сравнению с
набегающим потоком.
Именно роторы Дарье составляют реальную конкуренцию ГО ВЭУ пропел-
лерного типа.
Вертикально-осевые ветроэнергетические установки наиболее эффективны
при малой (до 10 кВт) мощности, что совпадает с концепцией автономных и ре-

113
зервных систем энергоснабжения. Рассмотрим наиболее совершенные типы верти-
кально-осевых ветроустановок.
Ротор Савониуса. Из роторов Савониуса наиболее распространенными яв-
ляются замкнутые (рис. 3.37, г) и щелевые (рис. 3.37, д) с двумя и тремя лопастями.
Роторы Савониуса состоят из двух или трех полуцилиндров.
Вращающий момент возникает при обтекании ротора Савониуса потоком
воздуха за счет разного сопротивления выпуклой и вогнутой частей ротора Саво-
ниуса. Достоинствами этой установки этого типа являются низкий уровень шума,
небольшая занимаемая площадь, отличная работа на малых ветрах (3-5 м/с).
Рис. 3 .38 – Основные типы и конструктивные схемы ВЕУ, крутящий момент у которых
создается за счет подъемной силы: а – ротор Дарье Ф-образный; б – ротор Дарье Δ-
образный; в – ротор Дарье H-образный; г – ротор Дарье V-образный; д – ротор Дарье
с изменяемым углом установки лопасти; е – ротор Дарье с гибкими лопастями
Но, тем не менее, они имеют серьезные недостатки. Роторы Савониуса тре-
буют много материала для изготовления лопастей на единицу площади, ометаемой
ротором. Эта турбина являясь самой тихоходной, как следствие, имеет очень низ-
кий коэффициент использования энергии ветра – всего 0,18-0,24 и КПД 17-18%.
Ротор Савониуса с точки зрения их стоимостной эффективности не оправдывает
себя, за исключением случаев с очень низкой мощностью для производства элек-
троэнергии, и в дальнейшем они будут рассматриваться в качестве вспомогатель-
ных роторов для обеспечения стартового крутящего момента для роторов Дарье.

114
Ротор Горлова. Конструкция ротора Горлова приведена на рис. 3.39. Ротор
состоит из нескольких лопастей аэродинамического профиля. Турбина является
быстроходной, коэффициент быстроходности более 3, КПД более 38%. Изготовле-
ние таких лопастей затруднительно в связи со сложной формой лопастей. Турбина
Горлова отличается повышенным уровнем шума и инфразвука частотой 4-8 Гц, ко-
торый образуется за счет наклона лопастей и срыва потока с концов лопастей.
Применение этих турбин экономически и технически нецелесообразно.
Рис. 3 .39 – Разновидность ротора Горлова
http://www.ekopower.ru/wp-content/uploads/2012/02/1327846390_untitled-4.jpg
Ротор Дарье с фиксированными лопастями является одним из эффективных
устройств по преобразованию энергии ветра в другие виды энергии (электриче-
скую, механическую).
Ротор Дарье в своей первоначальной форме (рис. 3.38, а) имеет замкнутые
лопасти (eggbeater), представляющие собой форму, которую принимает гибкая ве-
ревка, когда она вращается вокруг вертикальной оси. Такая форма позволяет
уменьшать (сводить к минимуму) изгибающие моменты в лопастях, возникающие
за счет центробежной силы, так, чтобы на лопасти действовали только растягива-
ющая сила и сила лобового сопротивления. Однако и эта форма не может полно-
стью устранить изгибающие моменты, вызываемые изменяющимися комбинация-
ми аэродинамических, гравитационных и инерционных сил, участвующих в про-
цессе работы.
Роторы Дарье с прямыми лопастями (giromill – рис. 3.38, в), установленные
на радиальных плечах с фиксированным углом установки должны выдерживать

115
большие изгибающие моменты, вызываемые центробежными нагрузками, но при
этом вся длина их лопастей оперирует при полном окружном радиусе и перпенди-
кулярна к плоскости вращения. Вырабатываемая им мощность генерируется за счет
действия подъемной силы на лопасти. Линейная скорость лопасти при вращении
может быть намного больше скорости ветра.
Прямые лопасти ротора Дарье могут вращаться относительно вертикальной
оси, однако изменение угла установки лопасти улучшает аэродинамические харак-
теристики лопастей, снижая тенденцию к динамическому срыву потока, и увеличи-
вает суммарный крутящий момент ВЭУ. Роторы Дарье с изменяемым углом танга-
жа (cyclogiro, cycloturbine – рис. 3.38, д) можно разделить на «активные», в которых
момент установки лопасти создается за счет толкателей, и «пассивные», в которых
момент тангажа регулируется комбинацией аэродинамических и инерционных сил.
Рассмотрим наиболее распространенные типы ротора Дарье.
Ф-образный ротор Дарье. Представляет собой симметричную конструкцию,
состоящую из двух и более аэродинамических крыльев, закрепленных на радиаль-
ных балках (рис. 3.40). На каждое из крыльев, движущихся относительно потока,
действует подъемная сила, величина которой зависит от угла между векторами
скорости потока и скорости крыла. Максимального значения подъемная сила до-
стигает при ортогональности данных векторов. Ввиду того, что вектор мгновенной
скорости крыла циклически изменяется в процессе вращения ротора, момент силы,
также является переменным. Ротор Дарье характеризуется плохим самозапуском.
Самозапуск улучшается в случае применения трех и более лопастей, но и в этом
случае требуется предварительный разгон ротора.
Рис. 3 .40 – Внешний вид ВЭУ с ротором Дарье
[http://ecos.net.ua/modules/shop/uploads/304_vertikal1.jpg]
Ротор Дарье относится к ветроприемным устройствам, использующим подъ-
емную силу, которая возникает на выгнутых лопастях, имеющих в поперечном се-
чении профиль крыла. Ротор имеет сравнительно небольшой начальный момент, но
большую быстроходность, в силу этого – относительно большую удельную мощ-
ность, отнесенную к его массе или стоимости.

116
Работа ротора Дарье не зависит от направления потока. Следовательно, тур-
бина на его основе не требует устройства ориентации. Ротор Дарье характеризуется
высоким коэффициентом быстроходности при малых скоростях потока и высоким
коэффициентом использования энергии потока, а площадь, ометаемая крыльями
ротора, может быть достаточно большой.
К недостаткам ротора Дарье также относится низкая механическая прочность
и повышенный шум, создаваемый при работе.
Н-образный ротор Дарье (рис. 3.41) является наиболее технологичным.
Установка такого типа является быстроходной (коэффициент быстроходности ≥ 3),
КПД достигает 0,38. Ротор Н-Дарье отличается пониженным уровнем шума и пол-
ным отсутствием инфразвука. Ветроэнергетическая установка этого типа имеет
простую конструкцию и высокую надежность.
Таким образом, анализ ветроустановок показывает, что благодаря таким
принципиальным особенностям, как отсутствие необходимости ориентации на ве-
тер, работа с переменной скоростью вращения, нижнее расположение генератора и
мультипликатора, самозапуск ротора при любом направлении ветра, отсутствие
поворота лопастей, постоянство сечения лопастей по длине, тихоходность, мини-
мальное воздействие на окружающую среду, вертикально-осевые (ВО) ветроэнер-
гетические установки (ВЭУ) выгодно отличаются от традиционных горизонтально-
осевых (ГО) ВЭУ по таким характеристикам, как эффективность, простота кон-
струкции, надежность, экологическая чистота, удобство технического обслужива-
ния и ремонта.
Рис. 3 .41 – ВЭУ с Н-образным ротором Дарье
http://www.ekopower.ru/wp -content/uploads/2012/02/vrn_lg _01.jpg
Меньший коэффициент использования мощности ветра и КПД компенсиру-
ются отсутствием потерь энергии при изменении направления ветра. В случае бу-
ферного аккумулирования электроэнергии, можно снизить требования к качеству
выходного напряжения и применить упрощенные конструктивные решения преоб-

117
разования ветрового потока в механическую энергию вращения вала (например,
нерегулируемые лопасти и т.п .) . При этом требуемое качество электроэнергии в
канале электроснабжения может быть обеспечено стандартными устройствами
преобразования электрической энергии с аккумуляторной батареей.
В дальневосточном федеральном университете разработан проект ветрогене-
ратора с вертикальным валом, который может быть в 10 раз мощнее традиционных
ветряков. Особенность разработки – не только в выборе места установки генерато-
ра – на воде, но и в горизонтальном способе его размещения – турбину попросту
положили ротором на воду, рис. 3.42.
Рис. 3.42 – Проект ВЭУ с вертикальным валом морского исполнения
http://www.slaviza.ru/uploads/posts/2012-05/1337012154_proekt.jpg
ВЭУ представляет собой крупногабаритную конструкцию, у которой в цен-
тре над водой находится невысокая башня, а вокруг медленно вращается ротор с
лопастями. Энергия передается на центральную ступицу, связанную с генератором.
Вся ветроустановка держится на поверхности воды на понтоне. Горизонтальную
стабильность конструкции обеспечивают якоря на морском дне, рис. 3.43.
Если для генератора с горизонтальной осью, при установке в море, конструк-
ция состоит из массивной мачты, фундамента, который устанавливается на мор-
ском дне, и требуется большой плавучий кран для ремонта, обслуживания и мон-
тажа системы, то для данной ВЭУ в этом нет нужды.
Кроме этого, еще одним несомненным преимуществом генератора с верти-
кальной осью есть высокая устойчивость, что является принципиальным моментом
для офшорных ветроэлектростанций.

118
Рис. 3 .43 – Якорное крепление ВЭУ
http://teknoblog.ru/wp-content/uploads/2015/06/Vetrogenerator_horizont.jpg
При вращении лопастей генератор самостоятельно стабилизируется по прин-
ципу юлы. И чем сильнее дует ветер, тем стабильней состояние вертикальной тур-
бины. Именно поэтому ее эффективность не падает во время шторма, а также ника-
кое природное явление не способно опрокинуть конструкцию, а якорные тросы ей
необходимы только для того, чтобы ее не снесло в сторону.
Таким образом ВЭУ с вертикальным валом позволят дальше продвинуться в
море, так как для горизонтальных ветряков большая глубина потребует длинную
опору, изготовление которой стоит колоссальных денег.
Тихоходные вертикально-осевые ВЭУ с точки зрения воздействия на окру-
жающую среду имеют преимущества перед горизонтально-осевыми пропеллерны-
ми: при их работе ниже все уровни аэродинамических и инфрашумов, вибрации,
меньше теле- и радиопомехи, меньше радиус разброса обломков лопастей в случае
их разрушения, ниже вероятность столкновения лопастей с птицами.
В частности, уровень шума ветрогенераторов российской фирмы «ГРЦ-
Вертикаль» находится в пределах 40-50 дБ в непосредственной близости к ВЭУ, а
на расстоянии 10 м заглушается шумами окружающей среды. Электромагнитные
колебания практически отсутствуют, в связи с чем эти ВЭУ можно размещать
вблизи коммуникационных центров, в том числе аэропортов, где требования к чи-
стоте эфира высоки в связи с присутствием навигационного оборудования.
Применение ветряных установок с вертикальной осью вращения существен-
но для районов с низкой скоростью ветра, а также при размещении ВЭУ в условиях
жилой застройки или в местности с переменным рельефом, где ветер постоянно
меняет свое направление.
В табл. 3.3 в качестве примера приведены стандартные технические парамет-
ры ВЭУ с вертикальной осью вращения.

119
Таблица 3.3 – Технические параметры ВЭУ с вертикальной осью вращения
Мощность
300
W
500
W
1
KW
2
KW
3
KW
5
KW
10
KW
20
KW
30
KW
Диаметр
ветряного
колеса, м
1,6
1,8
2,5
2,5
3,5
4,0
4,5
4,0
сдво-
енное
5,0
сдво-
енное
Длина
лопасти, мм
1200 1200 1500 1500 1800 2000 2300 3000 4000
Количество-
лопастей, шт.
6
6
8
8
10
10
12
12
12
Средние обо-
роты, об/мин
200
200 200
200
150 150
150
150
150
Средняя
скорость
ветра, м/с
8
8
8
8
10
10
10
12
12
Стартовая
скорость
ветра, м/с
2
2
2.5
2.5
3
3
3
3
3
Диапазон ра-
бочих скоро-
стей, м/с
3-25 3-25 3-25 3-25 3-30 3-30 3-30 3-30 3-30
Предельная
скорость вет-
ра, м/с
40
40
50
50
50
50
50
50
50
Средняя мощ-
ность, кВт
0,3
0,5
1
2
3
5
10
20
30
Максимальная
мощность, кВт
0,35 0,55
1,5
2,5
3,5
6
12
22
33
Напряжение
генератора, В
12
12
24/
48
48
96/
120 220
220
220/
380
220/
380
Высота
мачты , м
6
6
8
8
8
9
12
16
16
Вес генерато-
ра с лопастя-
ми, кг
80
97
135
140
280 300
380
460
800
Диаметр
стальной тру-
бы мачты, мм
75
89
114
114
203 273
273
370
400
Выходной контроль
контроллер заряда, инвертор
Тип и коли-
чество АКБ
1
2
В
1
5
0
А
ч
1
ш
т
.
1
2
В
1
5
0
А
ч
1
ш
т
.
1
2
В
1
0
0
А
ч
4
ш
т
.
1
2
В
1
5
0
А
ч
4
ш
т
.
1
2
В
1
0
0
А
ч
8
ш
т
.
1
2
В
1
5
0
А
ч
1
8
ш
т
.
1
2
В
2
0
0
А
ч
3
0
ш
т
.
1
2
В
2
0
0
А
ч
3
0
ш
т
.
1
2
В
2
0
0
А
ч
3
0
ш
т
.

120
3.7 Энергетические характеристики ротора Дарье
Энергетические характеристики ротора Дарье зависят от большого числа
геометрических и кинематических параметров ротора и воздушного потока. Ос-
новные параметры показаны на рис. 3.44, на котором схематично изображен одно-
ярусный трехлопастной ротор типа Дарье с прямыми лопастями. Здесь L, b, c –
длина, хорда и максимальная толщина лопасти, D = 2 – диаметр ротора (R – ради-
ус), ω – угловая скорость вращения ротора, V – скорость ветрового потока.
Основной энергетической характе-
ристикой ротора является зависимость
коэффициента использования энергии
ветрового потока CN от быстроходности
ротора z. В ветроэнергетике коэффици-
ент использования энергии потока
определяется отношением полезной
мощности N, которую ротор способен
забрать у потока, к мощности потока Nf
в поперечном сечении ротора:
f
N
N
N
C
/

,
2/
3
S
V
Nf

,
(3.38)
где: S = 2RL; ρ – плотность потока.
Из (3.38) следует, что полезная
мощность
2/
3
N
f
N
SC
V
N
C
N



.
(3.39)
Та же мощность может быть выра-
жена через аэродинамический момент
M, вращающий ротор и угловую ско-
рость вращения ротора ω / N = Mω.
Поэтому соотношения (3.38), (3.39)
позволяют определить вращающий аэродинамический момент через коэффициент
использования энергии ветрового потока:



2
3
N
f
N
SC
V
N
C
N


.
(3.40)
Результаты экспериментальных исследований показывают существенную за-
висимость коэффициента использования энергии потока CN от геометрических па-
раметров ветроколеса. В этой связи при проектировании ВЭУ важно знать пре-
дельные энергетические возможности ветроколеса, которые можно «выжать» из
него при проектировании.
Для оценки предельных энергетических возможностей ветроколеса ввели по-
нятие идеального ветроколеса. Под ним понимают некоторое виртуальное ветроко-
лесо, работающее без потерь. Принято считать, что ротор Дарье и ветроколесо про-
пеллерного типа имеют одинаковые предельные значения коэффициента использо-
вания энергии ветрового потока. Однако экспериментальные исследования, прове-
денные в последнее время, показали, что ротор Дарье может иметь более высокие
Рис. 3 .44 – Схема трехлопастного ротора

121
энергетические характеристики, чем ветроколесо пропеллерного типа. Поэтому це-
лесообразно рассматривать две виртуальные модели идеальных ветроколес: иде-
альное ветроколесо пропеллерного типа и идеальный ротор Дарье.
Для понимания взаимодействия лопастей вращающегося ротора Дарье с по-
током была выдвинута гипотеза об аналогии между ротором Дарье и машущим
крылом. Рассмотрим основные элементы этой аналогии.
На рабочем режиме лопасти ротора Дарье обтекаются нестационарным пото-
ком, который возникает при вращении ротора в поступательном ветровом потоке.
В системе координат , , жестко связанной с вращающейся лопастью (рис. 3.45),
составляющие вектора vr относительной скорости набегающего потока равны:
)
(sin
sin
z
V
R
V
vr








,


cos
V
vr

,
(3.41)
0





t
,
V
R
z
/


.
(3.42)
где: R –радиус ротора; V – скорость ветрового потока;  – угловая скорость враще-
ния ротора; t – время.
Составляющая vr формуле (3.42) определя-
ет пульсации скорости вдоль хорды лопасти,
изменяясь за время оборота ротора в пределах
V(z – 1) < vr < V(z + 1). Быстроходность z опре-
деляется отношением окружной скорости ло-
пасти R к скорости ветрового потока V. Для
значений z < 1 скорость вращения лопастей
меньше скорости ветрового потока и на неко-
тором участке траектории движения лопасти
vr < 0. В этом случае ветровой поток набегает
на лопасть не спереди, а сзади, что приводит к
неустойчивости режима работы ветроколеса
приz<1.
Составляющая скорости vr определяет пульсации скорости перпендикулярно
хорде. Такие пульсации порождает машущее крыло с хордой b, колеблющееся по
гармоническому закону с амплитудой А:
)
s in(
)
(
0





t
A
t
,
z
R
V
A



.
(3.43)
Оценим величину амплитуды А машущих колебаний, определяемой форму-
лой (3.43), для вращающейся лопасти. Максимальную мощность ротор Дарье раз-
вивает обычно при значении параметра z = 2,5, а его геометрические характеристи-
ки соответствуют 0,2 < b/R < 0,3. Отсюда следует, что 1 < А/b < 2. Следует отме-
тить, что с такими амплитудами колеблются крылья у птиц.
Нестационарность потока характеризуется числом Струхаля k = b/v, где v –
характерная скорость набегающего потока. Для ротора Дарье в качестве характер-
ной скорости можно выбирать скорость вращения лопастей R. В этом случае чис-
ло Струхаля при указанных выше параметрах меняется в пределах 0,2 < k < 0,3. Та-
кой диапазон изменения числа Струхаля наблюдается у птиц при полете с макси-
мальными скоростями.
Рис. 3 .45 – Кинематика лопасти
ротора Дарье

122
Проведенный анализ позволяет сделать вывод, что структура нестационарно-
го потока вокруг лопастей ротора Дарье на рабочем режиме аналогична нестацио-
нарному потоку, создаваемому машущим крылом птиц. Такой нестационарный по-
ток порождает на лопастях силу тяги, которая создает аэродинамический момент,
вращающий ротор Дарье. Это утверждение является главным следствием аэроди-
намической аналогии.
В отличие от ротора Дарье, у ветроколес пропеллерного типа крутящий мо-
мент создается не силами тяги, а подъемными силами, действующими на лопасти.
При этом уровень нестационарных пульсаций потока мал и течение около лопастей
можно считать стационарным. Следует отметить, что в стационарном течении сила
тяги не возникает (на лопасть действуют только подъемная сила и сила сопротив-
ления). Поэтому механизм образования крутящего момента у ротора Дарье прин-
ципиально иной, чем у ветроколеса пропеллерного типа.
Еще один аргумент в пользу аналогии с машущим крылом. Эксперименталь-
ные исследования энергетических характеристик ротора Дарье показали их суще-
ственную зависимость от толщины профиля лопасти. Такая же зависимость от
толщины профиля наблюдается и для силы тяги, создаваемой машущим крылом.
Экспериментальные данные показывают, что изменение относительной тол-
щины крыла с 6% до 21% приводит к 4-х кратному увеличению силы тяги. Это
можно объяснить только нестационарным характером обтекания крыльев. Макси-
мум силы тяги достигается для
0, 21
с
. Именно такую же относительную толщи-
ну (18-20%) имеет хвостовой плавник дельфина. При тех же значениях относитель-
ной толщины лопастей наблюдаются максимальные энергетические характеристи-
ки ротора Дарье.
Аналогия с машущим крылом позволяет сделать предположение, что по
энергетическим характеристикам ротор Дарье может быть лучше ветроколеса про-
пеллерного типа. Это предположение основано на известных данных о высокой
эффективности машущего крыла как движителя.
Машущее крыло является основным движителем в природе. Им оснащены
птицы, насекомые и большинство животных, обитающих в воде. Коэффициент по-
лезного действия такого движителя может быть весьма близок к 1. Благодаря этому
птицы в период миграции могут преодолевать огромные расстояния с малыми за-
тратами своего биологического топлива. Если имеет место аналогия между рото-
ром Дарье и машущим крылом, то естественно ожидать, что ротор Дарье также
может иметь высокое значение коэффициента полезного действия. Доля кинетиче-
ской энергии потока, которую может забрать ветроколесо, определяется коэффици-
ентом использования энергии потока.
3.7 .1 Зависимость энергетических характеристик от параметров
ветротурбины
Для успешного проектирования ветроколес с высокими энергетическими ха-
рактеристиками конструктор должен знать, как влияют на эти характеристики ос-
новные параметры ветроколеса. Характер такого влияния может быть чрезвычайно
сложен и непредсказуем. В настоящее время главным источником информации при

123
проектировании ветроколес с ротором Дарье является эксперимент. Наиболее пол-
ные и всесторонние экспериментальные результаты опубликованы в работах [хх].
Эти результаты позволяют оценить влияние основных параметров ротора и потока
на энергетическую эффективность ротора Дарье с прямыми лопастями.
На рис. 3.46 приведена зависимость коэффициента использования энергии
потока CN от быстроходности двухлопастного ротора z (отношения окружной ско-
рости лопастей ротора к скорости набегающего потока) при разных значениях чис-
ла Рейнольдса.
Такой характер зависимости CN = f(z) можно объяснить тем, что на режимах
обтекания лопастей, соответствующих левой ветви, вектор относительной скорости
за время оборота лопасти меняется в широких пределах как по величине, так и
направлению. Это приводит к отрыву потока от лопасти и неустойчивости течения.
Иная картина наблюдается на правой ветви. Углы атаки меняются здесь в более
узком диапазоне, что приводит к слабой зависимости коэффициента использования
энергии потока от числа Рейнольдса.
Отметим, что именно кривая 1 зависимости
CN = f(z) является рабочей для ротора Дарье. Ха-
рактерной особенностью зависимости CN = f(z)
является достижение максимального значения
CN при 2 < z < 3 с последующим падением и об-
ращением в ноль при некотором значении быст-
роходности z. Такое поведение коэффициента
CN вызвано тем, что с увеличением окружной
скорости лопастей ротора вихревые следы, схо-
дящие с лопастей, не успевают выйти за преде-
лы ротора. Поэтому лопасти при своем враще-
нии вынуждены проходить через эти следы, те-
ряя полезную мощность.
Влияние относительной толщины профиля
лопасти на величину максимального значения
коэффициента CN при разных числах Re показа-
но на рис. 3.47. Наибольший эффект достигается
для лопастей с относительной толщиной 0,15 < с < 0,20. Главная особенность это-
го влияния связана с резким падением CN для тонких лопастей. Такой же характер
зависимости от относительной толщины профиля наблюдается для силы тяги, со-
здаваемой машущим крылом.
Типичное влияние коэффициента заполнения σ на зависимость CN = f(z) пока-
зана на рис. 3.48. Зависимость CN = f(z) приведена для модели ротора с лопастями, у
которых b = const, λ = 5,  = 0,15, с = 0,15,  = 0. Коэффициент σ менялся путем
изменения числа лопастей nb = 2, 3, 4. В этом случае max CN достигался при σ =
0,15, nb = 3. С увеличением коэффициента заполнения σ уменьшается значение
быстроходности z, при котором CN достигает своего максимума.
Большое значение имеет угол установки лопасти  на величину коэффициен-
та использования энергии потока CN. На рис. 3.49 приведена зависимость CN = f()
Рис. 3 .46 – Зависимость CN от z
при разных числах Рейнольдса:
1–Re=8,410
5
;2–Re=3,310
5

124
для одноярусного двухлопастного ротора с параметрами λ = 5, σ = 0,2, с = 0,18.
Изменение угла установки на 3 градуса приводит к существенному росту эффек-
тивности ротора. Оптимальная величина угла установки зависит от относительной
толщины лопасти с и коэффициента заполнения σ.
Рис. 3 .47 – Влияние относительной
толщины лопасти с на max CN :
1–Re=3,510
5
;2–Re=210
5
Рис. 3 .48 – Зависимость CN = f(z)
при разных значениях σ:
1–σ =0,2;2–σ =0,15;
3–σ =0,1;b=const
На рис. 3.50 и 3.51 показана зависимость коэффициента использования энер-
гии ветра CN от удлинения лопасти λ для двух возможных вариантов изменения
удлинения: путем изменения длины лопасти (при постоянной хорде) и изменения
длины хорды (при постоянной длине лопасти). В первом случае остается постоян-
ным коэффициент заполнения σ, тогда как при изменении длины хорды коэффици-
ент заполнения тоже меняется.
Приведенные данные показывают принци-
пиальное различие зависимости CN = f(λ) при b
= const и L = const. Зависимость CN = f(λ) на
рис. 3.48 аналогична зависимости подъемной
силы крыла от его удлинения. С уменьшением
λ коэффициент CN падает (почти по линейному
закону при λ < 3), а при λ > 5 коэффициент CN
практически перестает зависеть от удлинения
лопасти. Но ситуация становится совершенно
другой, если удлинение меняется с длиной
хорды (рис. 3.51). В этом случае зависимость
CN = f(λ) при некотором значении λ достигает
своего максимального значения, а затем быст-
ро падает. Максимум CN достигается при удлинении λ = 8, что соответствует значе-
нию коэффициента заполнения σ = 0,25. Такой характер зависимости CN = f(λ) мож-
но объяснить тем, что от числа лопастей и их ширины существенно зависит коли-
чество энергии, которое способен забрать ротор из потока. При малых значениях
коэффициента заполнения (σ < 0,25) поток проходит через рабочее сечение ротора
без существенной отдачи своей энергии, тогда как при больших значениях коэффи-
циента заполнения взаимодействие потока с лопастями становится существенным.
Рис. 3 .49 – Влияние угла установки
наmaxCN

125
Рис. 3 .50 – Влияние удлинения лопасти
наCNприb=const
Рис. 3 .51 – Влияние удлинения
лопасти на CN при L = const
Погоня за более высоким значением CN путем выбора узкой лопасти для по-
лучения максимального значения коэффициента CN может вызвать обратный эф-
фект, тогда как выбор более широкой лопасти (например, для 0,3 < σ < 0,4) не при-
водит к заметному снижению энергетических характеристик ротора. В то же время
ротор с широкими лопастями оказывается более устойчив к порывам ветра и имеет
тенденцию к самозапуску.
Влияние числа лопастей на CN можно проследить по графикам, приведенным
на рис. 3.52 и 3.53. Данные на рис. 3.52 получены на моделях ротора с постоянным
значением коэффициента σ, когда с изменением числа лопастей меняется их хорда.
Рис. 3.53 соответствует данным, полученным при постоянной хорде лопастей, ко-
гда с изменением числа лопастей меняется коэффициент σ.
Рис. 3 .52 – Влияние числа лопастей nb
наCNприσ=const
Рис. 3 .53 – Влияние числа
лопастей nb на CN при b = const
Наибольший крутящий момент создает ротор с одной лопастью. Но в этом
случае крутящий момент испытывает большие пульсации по времени, порождая
букет динамических проблем. Увеличение числа лопастей сглаживает моментную
характеристику ротора, но приводит к снижению его энергетической эффективно-
сти. Особенно сильно это проявляется, если при увеличении числа лопастей

126
уменьшать их хорду для сохранения постоянства коэффициента заполнения σ, рис.
3.54. Более ффективным при увеличении числа лопастей оказывается сохранение
длины хорды.
Главной причиной падения энергети-
ческих характеристик ротора с увеличением
числа его лопастей является вихревая струк-
тура нестационарного течения внутри рото-
ра. Вращение ротора в поступательном вет-
ровом потоке приводит к пульсации относи-
тельной скорости и изменению циркуляции
скорости вокруг лопастей с течением време-
ни, что приводит к появлению нестационар-
ных вихревых следов (дополнительно к вих-
ревым следам, обусловленным вязкостью
среды). С увеличением числа лопастей вих-
ревые структуры течения внутри ротора ста-
новятся более сложными. При прохождении
лопастей через эти вихревые структуры вет-
роколесо теряет свою энергию.
Рассмотрим также влияние траверс на
энергетические характеристики ротора Да-
рье. Исследования показали, что конструкция траверс оказывает сильное влияние
на энергетические характеристики ротора Дарье. Оценить влияние траверс можно
путем непосредственного измерения энергетических затрат на вращение модели
ротора без лопастей (с одними траверсами) и полной модели с лопастями (и травер-
сами) в потоке.
Уровень потерь за счет траверс составлял, как правило, 40-50% от полезной
мощности, создаваемой идеальным ротором без траверс. В качестве примера на
рис. 3.54 представлены результаты испытаний двухъярусного 6-лопастного ротора
Дарье с тремя лопастями в каждом ярусе. Удлинение лопастей λ = 4, коэффициент
заполнения σ = 0,42, угол установки лопастей  = 4. Лопасти в трех сечениях со-
единены кольцевым бандажом, а в среднем сечении связаны с валом траверсами.
Испытания показали, что потери энергии при обтекании траверс достигают 50%,
тогда как для вращающегося кольцевого бандажа эти потери настолько малы, что
ими можно пренебречь.
3.7 .2 Запуск ротора Дарье
Аэродинамический момент, вращающий ротор Дарье, создается силами тяги,
действующими на лопасти в пульсирующем потоке. Для создания такого потока
вокруг лопастей необходимо закрутить ротор. В этом и состоит проблема его за-
пуска.
Все экспериментальные зависимости коэффициента использования энергии
потока СN от быстроходности ротора z показывают, что СN > 0 в некотором диапа-
зоне быстроходности z1| < z < z2, где z1 определяет начало, а z2 – окончание работы
Рис. 3 .54 – Зависимость коэффициента
использования энергии потока от z:
CN – ротор с траверсами;
CNi – идеальный ротор

127
ротора Дарье. При 0 < z < z1 и z > z2 аэродинамический момент становится отрица-
тельным и тормозит вращение ротора. Для запуска ротора необходимо создать та-
кой крутящий момент, чтобы ротор вышел на режим самостоятельного вращения,
соответствующий значениям быстроходности z > z1.
Для раскрутки ротора Дарье в качестве пускового устройства применяют
обычно ротор Савониуса, который может создавать крутящий момент без предва-
рительной закрутки. Такой способ запуска ротора Дарье имеет много недостатков,
включая: необходимость согласования работы двух разных роторов, сложность и
высокую стоимость ветроустановки, неприглядный дизайн и т.д. Поэтому целесо-
образно искать возможность самостоятельного запуска ротора Дарье без дополни-
тельных пусковых устройств.
Экспериментально установлено, что самозапуск ротора Дарье возможен. Он
может возникнуть при определенном сочетании числа лопастей и их ширины.
Наиболее склонен к самозапуску двухярусный ротор с тремя лопастями в каждом
ярусе. Испытания показали, что ротор с узкими лопастями под действием потока
разворачивался на некоторый угол и после этого остается неподвижным.
С увеличением ширины лопастей их взаимодействие с потоком усиливалось
и угол разворота ротора становился больше. Наконец, при достаточно широких ло-
пастях ротор начинает крутиться без остановки.
Такую раскрутку ротора можно объяснить следующим образом. Широкая ло-
пасть получает сильный импульс от набегающего потока, который поворачивает
лопасть на некоторый угол. Этого угла достаточно, чтобы и на следующую лопасть
также подействовал положительный импульс, который закрутил бы ротор еще
больше. Если эта последовательность импульсов не прерывается, то ротор начинает
вращаться. Вращение ротора в набегающем потоке приводит к пульсациям поля
скоростей вокруг каждой лопасти, порождая силы тяги и крутящий момент.
Следовательно для ротора Дарье имеют место два режима аэродинамическо-
го взаимодействия лопастей с потоком. Первый режим соответствует стадии запус-
ка ротора, а второй режим является рабочим. На режиме запуска лопасти получают
импульсы за счет сил сопротивления, тогда как на рабочем режиме соответствую-
щие импульсы создают силы тяги.
Эксперименты показывают, что с увеличением ширины лопастей происходит
рост вращающего момента на неподвижном роторе. В результате ротор способен
самозапускаться. Для 4-х лопастного двухярусного ротора с двумя лопастями в
каждом ярусе и сдвинутыми на угол 90, самозапуск ротора возможен для лопа-
стей, удовлетворяющих условию, когда коэффициент заполнения  > 0,3. Можно
предположить, что при таких значениях коэффициента заполнения  > 0,3 возмо-
жен самозапуск и для других конструкций ротора Дарье.

128
4 ГЕЛИОЭНЕРГЕТИКА
4.1 Солнечное излучение
Солнце является главным первоисточником нетрадиционной энергетики.
Солнечная энергия излучается в пространство благодаря термоядерной реакции,
которая протекает внутри звезды. На землю падает поток энергии, равный 1,7·1014
кВт. Солнечное излучение проходит путь от Солнца до Земли 1,510
8
км за восемь
минут. Основной величиной, характеризующей этот вид энергии, является солнеч-
ная постоянная, т.е. плотность потока излучения, падающего на площадку, перпен-
дикулярную этому излучению и расположенную над атмосферой. Ее численное
значение составляет около 1353 Вт/м
2
.
Проходя через атмосферу, солнечное излучение ослабляется, частично про-
низывает атмосферу прямыми лучами и достигает земной поверхности в виде пря-
мого и рассеянного излучения, рис. 4.1. На уровне Земли солнечная постоянная не
превышает 1000 Вт/м
2
.
Прямое и рассеянное излучение ведут себя по-разному,
прямыми лучами можно управлять, применяя соответствующие оптические систе-
мы, рассеянное излучение не поддается концентрации и управлению. Кроме того,
интенсивность солнечного излучения в любой точке земного шара зависит от вре-
мени суток, сезона и географического положения.
Солнечное излучение, до-
стигающее земной поверхно-
сти, неоднородно по своему
составу и его можно разделить
на три диапазона: ультрафио-
летовый, видимое излучение и
инфракрасный диапазон. Каж-
дый участок спектра вносит
свою долю излучения: ультра-
фиолетовый – 7%, видимый –
47%, инфракрасный – 46%.
Показатель атмосферного
влияния на интенсивность
солнечного излучения, дохо-
дящего до земной поверхно-
сти, определяется «атмосферной массой» (АМ). «Атмосферная масса» для любого
уровня земной поверхности в любой момент дня определяется по формуле:

sin
1
0


у
у
АМ
,
(4.1)
где: у – атмосферное давление; у0 – нормальное атмосферное давление (101,3 кПа);
 – угол высоты Солнца над горизонтом земного шара.
В средних широтах поток солнечной энергии на поверхности Земли варьиру-
ется в течение дня от восхода (заката) до полудня от 32,88 Вт/м
2
до 1233 Вт/м
2
в
ясный день и от 19,2 мкВт/м
2
до 822 Вт/м
2
в пасмурный день.
Рис. 4 .1 – Общее количество солнечной радиации
и возможные потери энергии при прохождении
атмосферы Земли: [http://auto-ally.ru/pars
_docs/refs/18/17735/17735_html_19698728.png]

129
Весьма важна выработка единого стандарта для измерения параметров СЭ.
Дело в том, что спектр солнечного излучения претерпевает существенные измене-
ния при прохождении атмосферы. Спектральный состав и плотность потока сол-
нечного излучения у поверхности Земли меняются в зависимости от длины оптиче-
ского пути световых лучей в атмосфере.
Длина этого пути характеризуется величиной, называемой оптической атмо-
сферной массой m, которая связана с углом (угол высоты Солнца над горизонтом)
зависимостью
1
m
/ sin

.
Если Солнце находится в зените, то (условие АМ 1),
при его удалении от зенита оптическая атмосферная масса возрастает.
Помимо общего ослабления интенсивности солнечного излучения наблюда-
ются дополнительные полосы поглощения, которые сильнейшим образом зависят
от длины пути световых лучей в атмосфере и от состояния атмосферы. В качестве
единого стандарта для измерения параметров СЭ по рекомендации Комиссии Ев-
ропейского сообщества и Международной электротехнической комиссии при ООН
было принято условие использования значения атмосферной массы АМ 1.5 с  =
41,81 (нормальное атмосферное давление). Для нее плотность потока солнечного
излучения берется равной 835 Вт/м
2
, что примерно совпадает со средней интенсив-
ностью излучения на Земле.
Впоследствии было принято дополнительное решение, позволяющее прово-
дить измерения параметров СЭ при спектре излучения, соответствующего АМ 1.5 и
интегральной плотности потока излучения 1000 Вт/м
2
.
Спектр АМ 0 определяет
работу солнечных батарей на космических аппаратах. Спектр АМ 1 соответствует
солнечному излучению на поверхности Земли, когда Солнце стоит в зените; при
этом полная мощность излучения составляет ~ 925 Вт/м
2
.
В этом случае полная
мощность излучения равна 691 Вт/м
2
.
Земля вращается вокруг Солнца по эллиптической орбите, затрачивая год на
каждый цикл. Угол наклона земной оси к плоскости вращения Земли составляет
23,5. Такая ориентация оси вращения Земли при ее движении относительно Солн-
ца обуславливает колебания продолжительности светового дня в течение года.
Например, в Северном полушарии наибольшая продолжительность светового дня
отмечается 22 июня в период летнего солнцестояния, когда земная ось наклонена
Северным полюсом в сторону Солнца, наименьшая – 22 декабря в период зимнего
солнцестояния, когда ось ориентирована в противоположную сторону.
Существуют еще два характерных положения Земли относительно Солнца,
когда ось вращения Земли оказывается перпендикулярной линии, соединяющей
центры Земли и Солнца. Эти моменты равноденствия отмечаются 21 марта и 23
сентября, когда продолжительность дня равна продолжительности ночи.
Кажущееся положение Солнца из любой точки Земли определяется двумя уг-
лами: между направлением на Солнце из точки наблюдения и горизонтальной
плоскостью, проходящей через эту точку (высота h) и между плоскостью меридиа-
на и вертикальной плоскостью, проведенной через точку наблюдения и Солнце
(азимут β). Когда Земля обращена к Солнцу южной стороной и азимут равен нулю,
высота – максимальна. Отсюда вытекает понятие «полдень». В астрономических
таблицах и картах обычно используют солнечное время, т.е . время относительно
полудня, которое несколько отличается от местного поясного времени.

130
Сезонное изменение кажущегося положения Солнца описывается углом
склонения d, который изменяется от +23,5 до –23,5.
Поступающую на поверхность Земли солнечную радиацию делят на прямую,
диффузную (рассеянную) и суммарную. Прямая солнечная радиация HI представ-
ляет собой поток излучения, поступающего непосредственно от солнечного диска и
измеряемого на плоскости, перпендикулярной направлению луча. Диффузная (рас-
сеянная) солнечная радиация Нd также измеряется на плоскости, перпендикулярной
направлению на Солнце, и поступает на эту плоскость от остальной части небесной
полусферы (кроме солнечного диска).
Суммарная солнечная радиация Н включает в себя оба вида солнечного излу-
чения:
d
IH
H
H


.
(4.2)
Cолнечная cуммарная радиация на горизонтальную поверхность на террито-
рии Краснодарского края приведена на рис. 4.2.
Определение интенсив-
ности солнечного излуче-
ния. Количество поступа-
ющей на земную поверх-
ность солнечной радиации
может быть определено
двумя методами: непосред-
ственным измерением и
косвенным измерением на
основе использования ин-
терполирующих формул.
Для измерения солнечной
радиации используют пир-
гелиометр (от греч. pir –
огонь) – прибор, измеряю-
щий интенсивность прямой
солнечной радиации по то-
му количеству тепла, кото-
рое получает поглощающее
ее абсолютно черное тело;
для измерения суммарной
радиации – пиранометр. В
пиргелиометре Ангстрема приводятся в соответствие тепловые эффекты облучения
приемника солнечной энергии и электронагрева затененного элемента. Уровень
электронагрева измеряют обычными методами электрических измерений.
Пиргелиометр Аббота с серебряным диском является также стандартным
прибором, в котором скорость изменения температуры диска приближенно про-
порциональна интенсивности падающего излучения. Все приборы калибруются в
соответствии с Международной пиргелиометрической шкалой (1956 г.) . Пирано-
метрами можно измерять не только суммарную радиацию, но и диффузную при
Рис. 4 .2 – Солнечная суммарная радиация на
горизонтальную поверхность на территории
Краснодарского края, Вт ч/м
2
[http://banksolar.ru/wp-content/images/sochi_solnechnie]

131
затенении прибора от прямых солнечных лучей. Принцип действия большинства
пиранометров основан на измерении разности температур черных (поглощающих
излучение) и белых (отражающих излучение) поверхностей с помощью термоэле-
ментов. Последние, дают сигнал в милливольтах, что облегчает контроль с помо-
щью целого ряда стандартных приборов. Характерным примером прибора такого
типа является пиранометр Эппли.
Существуют пиранометры, принцип действия которых основан на свойстве
биметаллических пластин, иметь различное расширение при нагревании. Приме-
няют измерительные приборы на основе солнечных элементов.
Для оценки уровня солнечной радиации там, где невозможно провести пря-
мые измерения, применяют косвенные методы. При этом исходной информацией
является продолжительность солнечного сияния, наблюдение за которым ведется
почти на всех метеостанциях. Она измеряется с помощью самопишущего прибора –
гелиографа. Применяемая здесь сферическая линза фокусирует солнечное излуче-
ние на термочувствительную бумагу. При определенном уровне солнечной радиа-
ции на бумаге появляется след в виде прожога.
Продолжительность солнечного сияния можно связать с суммарной радиаци-
ей (энергией) с помощью уравнения регрессии:







0
0
S
S
b
a
H
H
,
(4.3)
где: Н – суммарная энергия на горизонтальной поверхности; Н0 – эталонное
(условное) значение суммарной энергии (лучше использовать внеатмосферное (в
космосе) значение солнечной энергии); S0 – действительная и возможная продол-
жительность солнечного сияния соответственно; а, b – постоянные коэффициенты.
По данному уравнению можно определить осредненную (за месяц) солнеч-
ную суммарную энергию, поступающую на горизонтальную поверхность.
При решении практических задач необходимо знать количество солнечной
энергии, поступающей на наклонную поверхность, а также учитывать колебания ее
по времени в течение месяца, сезона, года.
Среднемесячный дневной приход солнечной суммарной энергии на наклон-
ную поверхность можно определить по выражению
R
H
H
HT



.
(4.4)
где: R – отношение среднемесячных дневных приходов суммарной энергии на
наклонную и горизонтальную поверхности.
Для определения значения R необходимо знать составляющие солнечной
энергии: прямую, рассеянную и отраженную. Предположив, что рассеянная энер-
гия по небосводу распределена равномерно, можно записать:
2
cos
1
2
cos
1
1
k
k
d
b
d
H
H
R
H
H
R















(4.5)
где: Rb – отношение среднемесячных приходов прямой энергии на наклонную и
горизонтальную поверхности;  k – угол наклона коллектора к горизонту;  – отра-
жательная способность Земли,  = 0,2-0,7.

132
Максимальное значение отражательной способности соответствует зимним
условиям, когда имеется снежный покров.
Доля диффузной составляющей в суммарной энергии Hd / H зависит от пока-
зателя облачности KT = H / H0. Эту зависимость можно представить в виде
2
cos
1
2
cos
1
1
0
0
k
k
d
b
d
H
H
R
H
H
R















.
(4.6)
Теоретически Rb является функцией пропускательной способности атмосфе-
ры. Однако эту величину можно определить как отношение приходов внеатмо-
сферной радиации на наклонную и горизонтальную поверхности. Для поверхно-
стей, ориентированных на юг, Rb находится из уравнения
















sin
sin
180
sin
cos
cos
sin
)
sin(
180
sin
cos
)
cos (
'
'
S
S
S
S
b
R






,
(4.7)
где: γ – широта местности (для северного полушария значение положительное); S
–
часовой угол захода Солнца на горизонтальной поверхности;
'
S
 – часовой угол
захода Солнца на наклонной поверхности;  - склонение Солнца:
)
arccos(



tg
tg
S



(4.8)






tg
tg
S
S
)
(
arccos(
min
'



(4.9)






365
284
360
sin
45
,
23
n

(4.10)
где: n – порядковый номер дня года.
Таким образом, среднемесячные значения солнечной суммарной энергии мо-
гут служить исходными данными при расчете солнечных установок. Учет же вари-
ации солнечной энергии по времени необходим при объективной оценке возмож-
ности использования солнечных установок, то есть для определения вырабатывае-
мой энергии за известный промежуток времени.
Изучение внутри месяца структуры солнечной энергии и прежде всего режи-
ма повторяемости ее суточных сумм позволит получить вероятностную оценку не
только для суммарной энергии, но и для продолжительности солнечного сияния. В
нашей стране для некоторых регионов вероятностные характеристики солнечной
энергии и продолжительности солнечного сияния известны.
По среднемесячным значениям продолжительности солнечного сияния мож-
но определить ее обеспеченность в течение месяца. Так, в июне не менее чем 8-
часовая продолжительность солнечного сияния ожидается с вероятностью (обеспе-
ченностью) р(s) = 0,68. Это значит, 20 дней из 30 ожидается S  8 ч.
Солнечная радиация в течение дня поступает симметрично относительно по-
лудня, то есть в 12 ч по солнечному времени наблюдается максимальное значение
уровня солнечной радиации, а по мере приближения к полудню или удаления от
него изменяется соответственно. Например, уровень радиации одинаков в 11 и 13 ч,
в 10 и 14 ч и т.д. На практике, как правило, нужно знать количество суммарной
солнечной радиации, поступившей за день, а не за каждый час. Поэтому достаточно

133
иметь данные о среднемесячной суммарной радиации с вероятностной оценкой в
течение месяца.
4.2 Классификация солнечных энергетических установок
Солнечная энергия на Земле используется с помощью солнечных энергетиче-
ских установок, которые можно классифицировать по следующим признакам:
 по виду преобразования солнечной энергии в другие виды энергии – тепло
или электричество;
 по концентрированию энергии – с концентраторами и без концентраторов;
 по технической сложности – простые (нагрев воды, сушилки, нагреватель-
ные печи, опреснители и т.д.) и сложные.
Сложные солнечные энергетические установки можно разделить на два под-
вида.
Первый базируется в основном на системе преобразования солнечного излу-
чения в тепло, которое далее чаще всего используется в обычных схемах тепловых
электростанций. К таким установкам относятся солнечные башенные электриче-
ские станции, солнечные пруды, солнечные энергетические установки с параболо-
цилиндрическими концентраторами. Сюда же относятся и солнечные коллекторы, в
которых происходит нагрев воды с помощью солнечного излучения.
Второй подвид солнечных энергетических установок базируется на прямом
преобразовании солнечного излучения в электроэнергию с помощью солнечных
фотоэлектрических установок.
В настоящее время в мире и в России наиболее перспективными являются
два вида солнечных энергетических установок:
 солнечные коллекторы;
 солнечные фотоэлектрические преобразователи.
Ниже рассмотрены основные физические принципы и основы преобразова-
ния солнечной энергии, а также способы, схемы и конкретные установки, преобра-
зующие энергию Солнца.
4.3 Основные направления использования солнечной энергии
Человечество с древних времен использует энергию Солнца. Вначале это был
источник для приготовления пищи и обогрева жилища. Позже начали применяться
простейшие технологические процессы для сушки сельскохозяйственной продук-
ции. С развитием техники усложнялись процессы и установки, для которых Солнце
поставляло свою энергию. Эта энергия может использоваться как с естественной
плотностью теплового потока, так и с колоссальной концентрацией. Например, при
выпаривании морской воды в бассейне и получении соли достаточно естественной
солнечной радиации. В солнечных печах с высокой температурой до 4000-4500
градусов для плавки различных веществ концентрация потока достигает десятков
тысяч раз.
Солнечная энергия может быть преобразована в другие виды энергии. Так,
если нагреть воду в приемнике солнечной радиации, превратить ее в пар и пропу-

134
стить через турбину, соединенную с электрогенератором, получим электроэнергию.
Эта задача упрощается с использованием фотоэлектрических преобразователей.
Солнце участвует также и в получении топлива будущего – водорода при разложе-
нии воды.
Термоэлектрические преобразователи. Температурный градиент в матери-
але приводит к образованию носителей тока в областях с более высокой температу-
рой, имеющих более высокие значения энергии. В частности, для полупроводнико-
вых материалов температурный градиент вызывает также рост концентрации носи-
телей заряда. Вследствие этого возникает поток свободных носителей, которые пы-
таются скомпенсировать температурный градиент, устанавливая новое равновесие.
Эффект Зеебека (Seeback) наблюдается в неоднородных проводниках при наличии
температурного градиента, как показано на рис. 4.3.
В схеме, составленной из различных
материалов (в данном примере медь-
константан), с контактами, находящимися
при различных температурах, на зажимах
возникает разность потенциалов – термо-
ЭДС, пропорциональная разности темпе-
ратур:
)
(2
1Т
Т
Е


,
(4.11)
где: Т1 – абсолютная температура горяче-
го спая; Т2 – абсолютная температура хо-
лодного спая;  – коэффициент пропор-
циональности.
В цепи проводников возникает ток I,
причем горячий спай за секунду поглоща-
ет теплоту из нагретого источника в коли-
честве
I
T
Q1
1

, а холодный спай отдает теплоту низкотемпературному телу в
количестве
I
T
Q2
2

. Разность подведенной и отведенной теплоты составляет се-
кундную работу тока L, Вт:
I
Т
T
L
)
(2
1

.
(4.12)
Отношение работы к подведенной теплоте есть термический КПД процесса
преобразования:
1
2
1
1
2
1
1
)
(
T
T
T
I
T
I
T
T
Q
L
t








.
(4.13)
Таким образом, КПД идеального термоэлектрического преобразователя сов-
падает с термическим КПД цикла Карно и полностью определяется абсолютными
температурами холодного и горячего спаев. В реальных преобразователях имеют
место потери из-за электрического сопротивления проводников, их теплопроводно-
сти и термического сопротивления теплообмену спаев с окружающими средами.
Поэтому действительный КПД установки равен:
1
2
1
T
T
T
оэ



,
(4.14)
Рис. 4 .3 – Образование ЭДС в термопаре
[http://konspekta.net/studopediainfo/baza9]

135
где: ηоэ < 1 – относительный электрический КПД преобразователя.
При использовании металлических термоэлектродов КПД термоэлектриче-
ских преобразователей очень мал – не превышает сотых долей процента. Значи-
тельный эффект дает применение полупроводников – КПД возрастает до величины
порядка 10%.
Существует также обратный эффект, называемый «эффект Пельтье» (Peltier).
Он проявляется в том случае, когда электрический ток, проходящий через электри-
ческую цепь, вызывает образование температурного градиента в цепи.
Рассматривая устройство, представленное на рис. 4.3, предположим, что со-
единяется несколько термопар последовательно, как батарея. Если горячие концы
нагреты концентрированным солнечным излучением, то батарея может поставлять
электрический ток в сеть, соединенную с зажимами.
В современных термоэлектрических генераторах полупроводниковые термо-
элементы, в которых горячие спаи нагреваются солнечными лучами, соединены
последовательно. Такого рода генераторы применяются в качестве автономных ис-
точников электроэнергии для потребителей малой мощности – маяков, морских
сигнальных буев и т.п.
Фотоэлектрические преобразователи. Фотоэлектрическая генерация энер-
гии обусловлена пространственным разделением положительных и отрицательных
носителей заряда при поглощении в полупроводнике электромагнитного излуче-
ния. В присутствии электрического поля эти заряды могут создавать во внешней
цепи электрический ток. В местах переходов или неоднородностей материала су-
ществуют внутренние электростатические поля.
Внутренние поля фотоэлементов на основе структур полупроводник-
полупроводник или металл-полупроводник создают разность потенциалов около
0,5 В и плотность тока порядка 200 А/м
2
при плотности потока солнечного излуче-
ния около 1 кВт/м
2
.
Устройства на полупроводниковых переходах обычно называются фотоэле-
ментами или солнечными элементами. Они сами являются источниками ЭДС. Фо-
тоэлектрические устройства преобразуют лучистую энергию в электрическую.
Солнечные элементы генерируют электрический ток в прямой зависимости от су-
точных, сезонных и случайных изменений облученности.
Солнечная термальная энергетика – это научное, техническое и техноло-
гическое направление эффективного использования энергии Солнца для получения
тепловой энергии, а через нее и других видов энергии, например, механической,
электрической. Солнечная термальная энергетика развивается по двум основным
направлениям: высокотемпературные и низкотемпературные технологии и техни-
ческие решения на их основе.
Концентраторы солнечного света. Благодаря концентрации солнечной
энергии, возможно достижение высоких температур, которые могут измеряться ты-
сячами градусов по Цельсию. Сфокусировать солнечные лучи можно и с помощью
вогнутого зеркала. Оно является основной частью гелиоконцентратора, прибора, в
котором солнечные параллельные лучи собираются с помощью вогнутого зеркала.
Если в фокус зеркала поместить трубу с водой, то она нагреется. Таков принцип
действия солнечных преобразователей прямого действия.

136
Наиболее эффективно их можно использовать в южных широтах, но и в
средней полосе они находят применение. Зеркала в установках используются либо
традиционные – стеклянные, либо из полированного алюминия.
Наиболее эффективные концентраторы солнечного излучения имеют форму:
 цилиндрического параболоида;
 параболоида вращения;
 плоско-линейной линзы Френеля, рис. 4.4.
Такие солнечные концентраторы могут быть использованы в двух направле-
ниях. Одно из них – применение линзовых концентраторов солнечного света, кото-
рые помещаются поверх фотоэлементов. За счет размещения на солнечной батарее
этих специальных линз в восемь раз повышается концентрация светового потока.
Таким образом, появляется возможность уменьшить количество фотоэлементов
арсенида галлия, которые составляют основную часть стоимости солнечных бата-
рей. А второе, использование солнечного света для работы солнечных печей.
В реальных
гелиосистемах
плоско-линейная линза Френеля
используется редко из- за ее высо-
кой стоимости.
Если предположить, что на аб-
сорбер (приемник) с максимальным
теоретическим
концентратором
направляется солнечная энергия, то
в этом случае достигается макси-
мальная температура абсорбера.
Для упрощения расчета прене-
брежем конвекцией и теплопро-
водностью и предположим, что по-
теря энергии абсорбера происходит
только за счет излучения, тогда
уравнение баланса:
4
max
max
T
G
Cc

,
(4.15)
где:  = 5,6710
–8
(Вт/м
2
K4) – постоянная Больцмана; Gc =1353(Вт/м
2
) – солнечная
постоянная.
Из соотношения определяем максимальную теоретическую температуру аб-
сорбера:
5762
10
67
,
5
1353
46211
4
8
4 max
max







c
G
C
Т
K
(4.16)
Температура 5762 К соответствует температуре поверхности Солнца, однако,
в реальности температуры, получаемые с помощью концентраторов не достигают
температуры поверхности Солнца.
Различают следующие фокусирующие коллекторы, рис. 4.5:
 плоский приемник и плоский отражатель (коэффициент С = 2-15);
 параболический концентратор (С = 100-5000);
Рис. 4 .4 – Сечение линзы Френеля с линейным
фокусом
[http://www.ekopower.ru/linzovyie-solnechnyie-
paneli-ploskie-i -s/]

137
 концентратор Френеля (линзы Френеля, С = 20-80);
 и др. (конический отражатель, цилиндрический приемник (С = 1-3), линза
Френеля с приемником (С = 10-40).
Концентрация солнечной энергии возможна лишь в тех регионах, где преоб-
ладает прямая радиация. Местность, где прямая радиация составляет лишь 50%
глобальной радиации, следует ограничить использование концентрирующих кол-
лекторов, т.к. концентрировать можно лишь прямую радиацию.
Высокотемпературная солнечная термальная энергетика (ВСТЭ) пред-
ставляет собой технологии и технические решения, позволяющие осуществлять
эффективное преобразование солнечной энергии в высокотемпературную тепловую
энергию, нагревая рабочие жидкости до температур, сопоставимых с температура-
ми в тепловых и атомных электрических станциях (более 400 С). Это позволяет
получать высокопотенциальную тепловую энергию и создавать на основе таких
технологий электрические станции, аналогичные электрическим станциям, работа-
ющим на угле, газе, мазуте, а также атомным станциям. Принцип получения высо-
ких температур основан на концентрации энергии солнечного света с помощью
различных устройств.
Созданные на основе
технологий ВСТЭ электри-
ческие станции могут ис-
пользоваться как в качестве
экологически чистых и без-
опасных локальных авто-
номных источников элек-
трической энергии, так и
работать совместно с тра-
диционными
энергетиче-
скими системами.
Особенность ВСТЭ – со-
здание и применение высо-
котемпературных солнеч-
ных термальных источни-
ков энергии (ВСТИ) сред-
ней и большой единичной
мощности. В настоящее
время созданы и использу-
ются ВСТИ различных ти-
пов, среди которых:

ВСТИ, использую-
щие высокотемпературные
двигатели Стирлинга, при-
водящие в движение элек-
трические генераторы;

ВСТИ с тепловым
оборудованием, аналогич-
Рис. 4 .5 – Типы фокусирующих коллекторов: а – плоский
приемник и плоский отражатель; б – параболический
концентратор; в – зеркальный концентратор Френеля;
г – конический отражатель и цилиндрический приемник

138
ным традиционным тепловым станциям – традиционная паровая турбина, приво-
дящая в движение электрический генератор.
Сфокусированное солнечное излучение позволяет получать достаточно вы-
сокие для работы паровой машины температуры (до 700 С). При этом можно по-
лучать и достаточно высокий КПД.
Еще более лучших показателей можно достичь, используя тепловые машины
внешнего сгорания (двигатели Стирлинга). Такое применение диктуется располо-
жением источника тепла (солнечного излучения) вне камеры сгорания. Кроме того,
термический КПД двигателя Стирлинга равен КПД цикла Карно. Еще одним до-
стоинством двигателя внешнего сгорания является малый шум при работе.
Цикл Стирлинга (рис. 4.6) включает изотермическое сжатие 1-2, изохорный
подвод теплоты 2-3, изотермическое расширение 3-4 и изохорный процесс 4-1, за-
мыкающий цикл.
Термический КПД цикла
Стирлинга равен отношению
совершенной в цикле полез-
ной работе к количеству теп-
лоты, затраченной на произ-
водство этой работы.
Количество теплоты, вы-
деляемое в двигателе при
сжатии газа, поглощается
газом при расширении, сле-
довательно, этот теплообмен является внутренним, и его можно не учитывать при
определении термического КПД. Таким образом, для расчета термического КПД
цикла Стирлинга необходимо знать только входящую и выходящую теплоту.
Первый закон термодинамики для изотермического процесса имеет вид:
pdV
dQ
.
(4.17)
Или для одного моля идеального газа:
V
dV
RT
dq
.
(4.18)
Отсюда для рассматриваемых процессов после интегрирования получаем:
3
4
4
3
ln
V
V
RT
Q

2
1
2
1
ln
V
V
RT
Q


(4.19)
Термический КПД цикла Стирлинга определяется следующим выражением:
3
1
3
4
3
2
1
4
3
T
T
T
Q
Q
Q








(4.20)
Как видим, термический КПД цикла Стирлинга эквивалентен термическому
КПД цикла Карно.
Устройство и принцип действия реального двигателя Стирлинга, имеющего
цикл близкий к теоретическому циклу, показан на рис. 4.7.
Двигатель работает следующим образом. Газ под действием концентриро-
ванного солнечного излучения нагревается в горячей зоне и, расширяясь, проходит
Рис. 4 .6 – Цикл Стирлинга

139
через регенератор, где охлаждается. После прохождения регенератора охлажден-
ный газ поступает в холодную зону и давит на силовой поршень, толкая его вниз. В
идеальном цикле это соответствует процессам 3-4 и 4-1, в реальном двигателе эти
процессы идут одновременно и не могут быть разделены.
Серийное производство двигателей
внешнего сгорания сдерживается из-за
его больших размеров и трудностей кон-
струкции нагреваемой стенки цилиндра.
С освоением композиционных материа-
лов, выдерживающих высокие темпера-
туры, двигатели внешнего сгорания ста-
ли выпускаться некоторыми фирмами.
Применяются ВСТИ в странах и тер-
риториях с высоким среднегодовым сол-
нечным потенциалом. Они имеют
наземное расположение, как правило, в
безлюдных, равнинных, пустынных рай-
онах (например, Испания, южные штаты
США и др.) . Занимают значительные по
площади территории.
Все солнечные высокотемпературные
термальные станции (СВТС) конструктивно подразделяют на несколько типов:
 башенного типа;
 тарельчатого типа;
 использующие параболические или параболоцилиндрические концентрато-
ры;
 использующие фотобатареи;
 комбинированные.
СВТС башенного типа (рис. 4.8) основаны на принципе получения водяного
пара с использованием солнечной радиации. В центре станции стоит башня на
вершине, которой находится резервуар с водой.
В этой же башне находится насосная группа, доставляющая пар на турбоге-
нератор, который размещается вне башни. По кругу от башни на некотором рассто-
янии располагаются гелиостаты – зеркала. Все зеркала подключены к общей систе-
ме позиционирования, то есть в зависимости от положения солнца они меняют
свою ориентацию в пространстве. В ясную солнечную погоду температура в резер-
вуаре, может достигать, 700 °С. Такие параметры пара используются на большин-
стве традиционных тепловых электростанций, поэтому для получения электроэнер-
гии на СВТС башенного типа используются стандартные турбины. На СВТС такого
типа можно получить КПД около 20% и довольно высокие мощности.
Первая башенная электростанция под названием «Solar One»близ Барстоу
(Южная Калифорния, США) с успехом продемонстрировала применение этой тех-
нологии для производства электроэнергии. Предприятие работало в середине 1980-
х годов с мощностью 10 МВт электрических.
Рис. 4 .7 – Устройство двигателя Стирлинга

140
Солнечное тепло сохраняется в расплавленной соли при температуре 550 °С,
благодаря чему станция может вырабатывать электроэнергию круглые сутки и в
любую погоду. Успешное завершение проекта «Solar Two» будет способствовать
строительству таких башен в диапазоне мощностей от 30 до 200 МВт.
Солнечная печь была построена
еще в советское время в Узбекской
ССР общей мощностью 1 МВт (рис.
4.9). С помощью плоских концен-
траторов в фокусе достигаются
очень высокие температуры.
Большая солнечная печь (БСП)
представляет собой сложный опти-
ко-механический комплекс с авто-
матической системой управления,
состоящей из гелиостатного поля и
параболоидного
концентратора,
формирующего в фокальной зоне
концентратора (технологическая
башня) лучистый стационарный
поток высокой плотности.
Отражающая поверхность ге-
лиостатного поля составляет 3022,5
м
2
, а концентратора – 1840 м
2
. Кон-
центратор фокусирует отраженные гелиостатным полем солнечные лучи на фо-
кальную зону диаметром 1 м, где создается высокоэнергичная область. Фокальная
область расположена в технологической башне, где устанавливаются специальные
приборы и оборудование, позволяющие исследовать физико-химические процессы,
протекающие при высоктемпературном воздействии на вещества.
СВТС тарельчатого типа
(рис. 4.10) используют прин-
цип получения электроэнер-
гии, схожий с башенными
СЭС, но имеют отличия в
конструкции самой станции.
Этот вид гелиосистемы
представляет собой батарею
радиально установленных на
ферме параболических таре-
лочных зеркал (схожих по
форме со спутниковой «та-
релкой»), которые фокуси-
руют солнечную энергию на
приемники, расположенные в
фокусной точке каждой «та-
Рис. 4 .8 – Принципиальная схема СВТС
башенного типа
http://img.bhs4.com/_large.jpg
Концентратор
Технологическая
башня
Гелиостаты
Рис. 4 .9 – Солнечная печь в Узбекистане
http://volonterydzhandy.com/_nw/19/36932397.jpg

141
релки». Диаметры зеркал достигают 2 м, а количество зеркал – нескольких десят-
ков (в зависимости от мощности модуля). Такие станции могут состоять как из од-
ного модуля (автономные), так и из нескольких десятков (работа параллельно с се-
тью). Жидкость в приемнике нагревается до 1000 °С и непосредственно применяет-
ся для производства электроэнергии в небольшой установке, соединенной с прием-
ником и состоящей из двигателя и генератора.
В настоящее время для
ВСТС тарельчатого типа в
разработке находятся двига-
тели Стирлинга и Брайтона.
Несколько опытных систем
мощностью от 7 до 25 кВт
работают в США. Высокая
оптическая эффективность и
сравнительно малые перво-
начальные затраты делают
системы зеркал/двигателей
одной из перспективных ге-
лиотехнологий.
Системе из двигателя
Стирлинга и параболическо-
го зеркала принадлежит ми-
ровой рекорд по эффектив-
ности превращения солнечной энергии в электрическую энергию. В 1984 г. в штате
Калифорния удалось добиться практического КПД 29%. Кроме того, благодаря мо-
дульной конструкции такие системы представляют собой оптимальный вариант для
удовлетворения потребности в электроэнергии как для автономных потребителей (в
киловаттном диапазоне), так и для гибридных электростанций (мегаваттного диа-
пазона), соединенных с электросетью коммунальных предприятий.
ВСТС, использующие параболические или параболоцилиндрические концен-
траторы (рис. 4.11). В этих установках используются параболические или парабо-
лоцилиндрические зеркала, которые концентрируют солнечный свет на приемных
трубках, содержащих жидкость-теплоноситель. Эта жидкость нагревается почти до
400 °С и прокачивается через ряд теплообменников; при этом вырабатывается пе-
регретый пар, вращающий турбину обычного турбоагрегата. Такие установки
включают в себя одноосные или двухосные системы слежения за солнцем.
Солнечная система состоит из плоских параболических концентраторов, по-
следовательно соединенных друг с другом. В фокусе параболы расположен прием-
ник (абсорбер), сделанный в виде трубопровода, по которому циркулирует тепло-
носитель – дифенил, нагреваемый до 350 С. Тепловая энергия от теплоносителя
передается в другой замкнутый контур, где циркулирует вода. В этом контуре вода
превращается в пар и по известному термодинамическому циклу – «тепло» пре-
вращается в механическую, а далее – в электрическую энергию.
Желоб поворачивается для слежения за солнцем только вокруг одной оси.
Это позволило упростить систему слежения за солнцем.
Рис. 4 .10 – Концентраторы солнечного
излучения тарельчатого типа
http://www.ppu21.ru/img/article/570/17.jpg

142
Отличие отражателя парабо-
лической системы (рис. 4.10) от си-
стемы с плоским параболическим
преобразователем заключается в его
форме. Отражатель данной системы
напоминает по своей форме тарелку,
поэтому с английского дословно пе-
реведенное
название
системы
«Стирлинговая тарелка». В фокусе
параболоцилиндрического отража-
теля расположен двигатель Стир-
линга. За счет термодинамического
процесса (цикл Стирлинга) проис-
ходит преобразование тепловой
энергии в механическую, затем – в
электрическую.
В таблице 4.1 представлены
ключевые характеристики трех вариантов солнечной тепловой электрогенерации.
Башни и параболоцилиндрические концентраторы оптимально работают в составе
крупных, соединенных с сетью электростанций мощностью 30-200 МВт, тогда как
системы тарельчатого типа состоят из модулей и могут использоваться как в авто-
номных системах, так и группами общей мощностью в несколько мегаватт. Пара-
болоцилиндрические установки на сегодня – наиболее развитая из солнечных энер-
гетических технологий, и именно они, вероятно, будут использоваться в ближай-
шей перспективе.
СВТС башенного типа благодаря своей эффективной теплоаккумулирующей
способности в ближайшем будущем также могут найти широкое применение.
Модульный характер «тарелок» позволяет использовать их в небольших
установках. Башни и «тарелки» позволяют достичь более высоких значений КПД
превращения солнечной энергии в электрическую при меньшей стоимости, чем у
параболических концентраторов.
Параболические концентраторы в настоящее время – уже апробированная
технология, ожидающая своего шанса на усовершенствование. Башенные СЭС
нуждаются в демонстрации эффективности и эксплуатационной надежности техно-
логии расплавленных солей при использовании недорогих гелиостатов. Для систем
тарельчатого типа необходимо создание хотя бы одного коммерческого двигателя и
разработка недорогого концентратора.
Солнечная низкотемпературная термальная энергетика (СНТЭ) пред-
ставляет собой технологии и технические решения, позволяющие осуществлять
эффективное преобразование солнечной термальной энергии в тепловую энергию,
нагревая рабочие жидкости до температур, порядка 100 С. Это позволяет получать
тепловую энергию и создавать на основе таких технологий различные экологиче-
ски чистые устройства нагрева. Например, подогрева воды для бытовых и хозяй-
ственных нужд, систем искусственного климата и отопления помещений, подогре-
ва воды в бассейнах.
Рис. 4 .11 – Концентрирующие
гелиоприемники с параболическим
и параболоцилиндрическим
концентраторами
http://greenevolution.ru/enc/files/jpg

143
Принцип получения температур выше температуры окружающей среды ос-
нован на способности концентрации солнечной термальной энергии с помощью
различных устройств типа «солнечного ящика», «черного тела», вакуумных трубок
и пр. Созданные на основе таких технологий солнечные термальные коллекторы
(или просто, солнечные коллекторы, солнечные водонагреватели) могут использо-
ваться в качестве экологически чистых и безопасных локальных автономных ис-
точников тепловой энергии.
Таблица 4.1 – Характеристики солнечных тепловых электростанций
Параболический
концентратор
«Тарелка»
Электростанция
башенного типа
Мощность, МВт
30-320
5-25
10-200
Рабочая
температура, °С
390
750
565
Коэффициент
готовности, %
23-50
25
20-77
Пиковый КПД, %
20
29,4
23
Практический
годовой КПД, %
11-16
12-25
7-20
Промышленная
готовность
Прототип, пропор-
циональный про-
мышленной уста-
новке
В стадии
демонстрации
Существующие
демонстрационные
проекты
Риск, связанный
с развитием
технологии
Низкий
Высокий
Средний
Аккумулирование
тепла
Ограничено
Аккумулятор
Да
Гибридные системы
Да
Да
Да
Стоимость, долл./Вт
2,7 - 4,0
1,3 - 12,6
2,5 - 4,4
Где может
применяться
Соединенныес
сетью электростан-
ции; техническое-
тепло для промыш-
ленных процессов
Небольшие авто-
номные энергоуста-
новки; поддержка
сети
Соединенные с се-
тью электростан-
ции; техническое
тепло для промыш-
ленных процессов
Преимущества
Диспетчеризация
пиковой нагрузки;
возможность созда-
ния гибридной си-
стемы (солнечная
энергия / ископае-
мое топливо)
Диспетчеризация
нагрузки; высокий
коэффициент пре-
образования; мо-
дульность; возмож-
ность создания ги-
бридной системы
(солнечная энергия /
ископаемое
топливо)
Диспетчеризация
базовой нагрузки;
высокий коэффици-
ент преобразования;
аккумулирование
тепла; возможность
создания гибридной
системы (солнечная
энергия / ископае-
мое топливо)

144
В настоящее время созданы и широко используются плоские и солнечные
трубчатые коллекторы. Для достижения требуемой производительности солнечные
термальные коллекторы могут объединяться в единую термально-гидравлическую
систему. Плоские солнечные коллекторы широко распространены в южно- евро-
пейских странах. В ряде конструкций предусмотрен дополнительный электриче-
ский нагреватель небольшой мощности.
Нагревание воды солнечным излучением. Наиболее подходящая область ис-
пользования солнечной энергии – подогрев воздуха и воды. В районах с холодным
климатом необходимо отопление жилых зданий и горячее водоснабжение. В про-
мышленности также требуется большое количество горячей воды. В Австралии,
например, на подогрев жидкостей до температур ниже 100 °С расходуется почти
20% потребляемой энергии. В связи с этим в некоторых странах, особенно в Ав-
стралии, Израиле, США, Японии, активно расширяется производство солнечных
нагревательных систем.
Энергия Солнца используется в нагревателях воды, воздуха, солнечных ди-
стилляторах, зерносушилках, солнечных банях (солнечных энергетических уста-
новках башенного типа).
В табл. 4.2 приведена ориентировочная стоимость приемников солнечного
излучения.
Таблица 4.2 – Стоимость приемников солнечного излучения
Поверхность
Стеклянное
покрытие
Обозначение
(рис. 4.12)
Цена,
долл./м
2
Черная
нет
в
20
один слой
д,е
50-200
два слоя
ж
300
Селективная
один слой
е,з
300
два слоя
ж,з
400
вакуумированная
трубка
и
500
Основным элементом солнечной нагревательной системы является приемник
(рис. 4.12), в котором происходит поглощение солнечного излучения и передача
энергии жидкости.
Плоские приемники собирают как прямое, так и рассеянное излучение и по-
этому могут работать также и в облачную погоду. В связи с этим, а также с учетом
относительно невысокой стоимости (табл. 5.2) плоские приемники являются пред-
почтительными при нагревании жидкостей до температур ниже 100 °С.
Простые приемники содержат весь объем жидкости, которую необходимо
нагреть. Приемники более сложной конструкции нагревают за определенное время
только небольшое количество жидкости, которая затем, как правило, накапливается
в отдельном резервуаре, что позволяет снижать теплопотери системы в целом.

145
Рис. 4 .12 – Последовательность приемников солнечного излучения
в порядке возрастания их эффективности и стоимости
Приемники солнечной энергии можно классифицировать следующим обра-
зом (рис. 4.12):
 а – открытый резервуар на поверхности земли, тепло легко уходит в землю;
 б – открытый резервуар, изолированный от земли, чистая вода не является
хорошим поглотителем, потери тепла происходят вследствие испарения;
 в – черный резервуар, используется в Японии для подогрева воды к вечер-
ним ваннам; характеризуется большими потерями тепла, особенно в ветреную по-
году, и невозможностью накопления нагретой воды на ночь;
 г – черный резервуар с изолированным от земли дном, потери тепла проис-
ходят через верхнюю крышку, поэтому теплопотери всего в 2 раза ниже, чем в
предыдущем случае;
 д – черный резервуар в контейнере со стеклянной крышкой, использование
полиэтиленовых крышек дешевле, но они быстро разрушаются на солнце;
 е – металлическая пластина с трубками и заполненная водой плоская ем-
кость.
 стандартный промышленный приемник; нагреваемая жидкость протекает
сквозь приемник и накапливается в специальном резервуаре, заполненная водой
пластина более эффективна, чем пластина с трубками;
 ж – пластинчатый приемник с двойным стеклянным покрытием, жидкость
может быть нагрета до 100 °С;
 з – селективная поверхность, радиационные потери ниже;
 и – вакуумированный приемник, жидкость в черной внутренней трубке,
стеклянная наружная трубка; нет потерь через наружную поверхность.

146
Солнечные печи для нагрева и плавки материалов. Технологические про-
цессы, связанные с применением солнечной энергии, могут подразделяться на вы-
сокотемпературные и низкотемпературные. Группа высокотемпературных техноло-
гических процессов объединяет такие процессы, в которых температура достигает
нескольких сотен и даже тысяч градусов. К ним можно отнести плавку металлов,
спекание изделий из порошкообразных материалов, высокотемпературное разло-
жение воды и кислот, поверхностную закалку деталей, обжиг клинкера при полу-
чении цемента и многие другие.
Для осуществления процессов рассматриваемой группы созданы специаль-
ные устройства – солнечные печи, одна из конструкций которых показана на рис.
4.13. Как видно из рисунка, поле гелиостатов 1, имеющих следящую систему, от-
ражает солнечные лучи на концентратор 2. Отраженные концентратором лучи фо-
кусируются на приемной камере 3, в которой осуществляется технологический
процесс. Причем нагрев может проводиться дискретно, если обработке подвергает-
ся одиночная деталь, либо непрерывно, например, в случае осуществления обжига
клинкера. Так как в солнечной печи энергия концентрируется в ограниченном про-
странстве, то коэффициент концентрации энергии может достигать величин от 3000
до 20000, а температура в рабочей зоне – 30004000 °С. При этой температуре пла-
вится любой материал на Земле.
Преимуществом нагрева с по-
мощью солнечных лучей является
высокая скорость процесса, кото-
рая превышает 1000 К/с. К тому
же расплавляемый материал не
загрязняется посторонними вклю-
чениями, так как узкий луч плавит
его в форме из того же материала.
Эта особенность дает возможность
выплавлять особо чистое стекло
для волоконной оптики. В рабочей
камере можно создавать окислительную или восстановительную атмосферу. В мире
построено несколько десятков солнечных печей. Они имеются в Соединенных
Штатах, Франции, Японии, Алжире, Узбекистане, Армении и в других странах.
Мощность установок колеблется в широких пределах от 5-10 кВт до 1000-5500 кВт.
4.4 Фотоэлектрические преобразователи
Фотоэффект. Фотоэффект – это физический процесс, благодаря которому
солнечная панель преобразует приходящую солнечную радиацию в электричество.
Различают внешний и внутренний фотоэффект. Под внешним фотоэффектом (фо-
тоэлектрическая эмиссия) понимается испускание электронов веществом под дей-
ствием электромагнитного излучения. Внутренний фотоэффект – это перераспре-
деление электронов по энергетическим состояниям в твердых и жидких полупро-
водниках и диэлектриках, происходящие под действием электромагнитного излу-
чения. В фотовольтаике используется внутренний фотоэффект.
Рис. 4 .13 – Схема солнечной печи: 1 – гелиостат;
2 – концентратор; 3 – приемная камера

147
Согласно теории Бора, атом состоит из положительно заряженных протонов
и нейтронов и которые вращаются вокруг ядра на определенных энергетических
уровнях (орбиталь) отрицательно заряженные электроны. Для того, чтобы электрон
привести на более высокий уровень, требуется приложить энергию. В качестве та-
кой энергии можно использовать солнечное излучение, которое представляет собой
электромагнитное излучение (энергия фотонов). Энергия одного фотона, с длиной
волны :
v
h
c
h
E





,
(4.21)
где:  – длина волны, м; c = 2,9979245810
8
скорость света в вакууме, м/с;
h = 6,626075510
–34
постоянная Планка, Дж с; v – частота волны, 1/с.
Чем меньше длина волны фотона, тем больше величина запасенной в нем
энергии.
Если взять, простейший атом водорода, то для перевода электрона с первого
энергетического уровня на второй необходимо затратить порядка 13,59 эВ энергии.
Фотоны с длиной волны меньше,  = 90 нм , что соответствует рентгеновскому из-
лучению, способны поднять электрон и освободить его от влияния ядра. Освобож-
дение электронов от ядра (или испускание электронов) с помощью энергии фотона
называется внешним фотоэффектом.
Однако, технология фотовольтаика ориентирована на использование солнеч-
ного излучения, спектр волн которого приходится на видимое, ультрафиолетовое и
инфракрасное излучение, которые обладают меньшей энергией, потому что длина
волны приходится на спектр 0,29-2,5 мкм. Поэтому в фотовольтаике рассматривают
внутренний фотоэффект.
Механизмы поглощения света в полупроводнике. Оптическое излучение
при взаимодействии с кристаллом полу- проводника частично поглощается, ча-
стично отражается от его поверхности, частично проходит через кристалл без по-
глощения. Доли проходящей, отраженной и поглощенной энергии оценивают для
полупроводниковых материалов соответствующими коэффициентами. Различают
коэффициент пропускания:
пр
пад
ТР/Р

,
(4.22)
коэффициент отражения:
отр
пад
RР/Р

,
(4.23)
коэффициент поглощения:
пр
пад
ТР/Р

,
(4.24)
где: Рпр – мощность излучения, прошедшего через кристалл; Ротр – мощность излу-
чения, отраженного от поверхности кристалла; Рпог – мощность излучения, погло-
щенная кристаллом; Рпад – мощность излучения, падающего на кристалл.
Показатель поглощения численно равен значению обратного расстояния от
поверхности полупроводника, на котором первоначальная мощность падающего
излучения ослабляется в e раз. На глубине x:
х
паде
Р
х
Р



)(
,
(4.25)
пад
Р
x
P
х
)(
ln
1



,
(4.26)
где: Р(х) – мощность излучения на глубине x от поверхности кристалла.

148
Зависимость коэффициента поглощения от длины волны падающего излуче-
ния называют спектром поглощения. Типовой спектр поглощения показан на ри-
сунке 4.14. Участок 1 соответствует собственному поглощению. Поглощаемая на
участке 1 энергия затрачивается на разрыв валентной связи и переход электрона из
валентной зоны полупроводника в зону проводимости. Этот процесс обратен меж-
зонной рекомбинации. Для перевода электрона в зону проводимости необходимо,
чтобы энергия поглощенного фотона превышала ширину запрещенной зоны:
g
ph
E
hv
E


,
(4.27)
где: Eph – энергия падающего фотона; Eg – ширина запрещенной зоны полупровод-
ника; h = 6,6310
–34
–
постоянная Планка; v – частота электромагнитных колебаний
падающего света.
Поэтому спектр собственного поглощения имеет четко выраженную границу,
называемую красной границей фотоэффекта:
гр
g
ch/E

.
(4.28)
С уменьшением длины волны излучения в области гр могут наблюдаться не-
прямые переходы, при которых в поглощении участвуют фононы и экситоны, ко-
торым для ионизации требуется меньшая энергия фотона (участок 2 на рис. 4.14).
На величину гр могут влиять также температура, внешние поля и степень легиро-
ванности полупроводника примесями. С повышением концентрации примесей гр
уменьшается, что обусловлено заполнением энергетических уровней вблизи потол-
ка валентной зоны или дна зоны проводимости.
С увеличением температуры
гр увеличивается, что обуслов-
лено уменьшением ширины за-
прещенной зоны для большин-
ства полупроводников с ростом
температуры. В электрическом
поле гр смещается в длинновол-
новую область (эффект Келды-
ша-Франца) в магнитном поле – в
коротковолновую область (рас-
щепление Ландау).
Участки 3 и 4 на рис. 4.14 со-
ответствуют примесному погло-
щению, когда энергия фотона
затрачивается на ионизацию ато-
мов примеси. Так как энергия
ионизации атомов примеси Eпр
<< Eg, то спектр примесного по-
глощения смещен в инфракрасную область. Электроны атомов примеси могут
находиться в основном и возбужденных состояниях, поэтому в спектре поглощения
имеем несколько участков примесного поглощения, например, 3 и 4.
Экситонное поглощение соответствует такому поглощению энергии фотона,
при котором электрон в валентной зоне не отрывается от атома, а переходит в воз-
Рис. 4 .14 – Типовой спектр поглощения (сплошная
кривая) и зависимость фотопроводимости
(пунктирная кривая) от спектрального состава
падающего света для полупроводника:
1 − собственное поглощение в полупроводнике;
2 − непрямые переходы с участием фононов
и экситонов; 3, 4 − примесное поглощение;
5 − решеточное поглощение

149
бужденное состояние, образуя с дыркой электрический диполь − экситон. Спектр
экситонного поглощения состоит из узких линий в области гр (на рис. 4.14 он не
показан). Участок 5 на рис. 4.14 соответствует решеточному поглощению, при ко-
тором кванты света приводят к генерации фононов и увеличению тепловой энергии
полупроводника. Возможно также поглощение излучения свободными носителями
заряда, связанное с их переходами на другие энергетические уровни внутри зоны.
Спектр поглощения при этом практически непрерывный из-за малого зазора между
уровнями зоны.
Генерация новых носителей заряда при облучении полупроводника приводит
к изменению его электропроводности – фоторезистивный эффект. Общая проводи-
мость полупроводника в этом случае может быть задана формулой:
ph





0
,
(4.29)
где:
)
(
0
0
0
p
n
p
n
e





−
собственная темновая проводимость полупроводника;
ph – фотопроводимость полупроводника; p и n – подвижности дырок и электро-
нов, n0 и p0 – равновесные концентрации электронов и дырок; e = 1,610
–19
Кл−
элементарный электрический заряд.
Эффективность поглощения света оценивается квантовым выходом полупро-
водника ph, задаваемым соотношением:
погл
ph
N
p
n




,
(4.30)
где: n и p – количество избыточных носителей, возникающих в полупроводнике
при поглощении света; Nпогл – число поглощенных фотонов.
В идеальном случае ph  1 , то есть один поглощенный фотон генерирует од-
ну электронно-дырочную пару.
Зонная теория. Согласно зонной теории, зоны, начиная с верхней, заполне-
ны электронами. Самая верхняя зона, полностью заполненная электронами, назы-
вается валентной зоной. Следующая за ней зона может быть частично заполненной
или полностью пустой и называется зоной проводимости.
Между валентной зоной и зоной проводимости находится так называемая за-
прещенная зона. В зависимости от расположения зон, в частности от ширины за-
прещенной зоны, что напрямую влияет на проводимость, твердые тела делятся на
проводники, полупроводники и диэлектрики, рис. 4.15.
Проводники.
В
проводниках, напри-
мер, в металлах или
их сплавах, зона про-
водимости не полно-
стью заполнена элек-
тронами или валент-
ная зона пересекается
с зоной проводимо-
сти.
Электрическая
проводимость
осу-
Рис. 4 .15 – Удельное сопротивление, и зоны проводников,
полупроводников и диэлектриков

150
ществляется благодаря свободным электронам, которые расположены в кристалли-
ческой решетке. Поэтому проводники обладают низким удельным сопротивлением.
Удельное сопротивление увеличивается с повышением температуры проводников.
Диэлектрики. Диэлектрики, например керамика, резина, имеют полностью
заполненную электронами валентную зону, запрещенную зону (Eg > 3 эВ) и пустую
зону проводимости. Как правило, диэлектрики практически не имеют свободных
электронов. При повышении температуры некоторые электроны могут преодолеть
запрещенную зону, благодаря чему появляется небольшая проводимость.
Полупроводники. Полупроводники (кремний, германий, арсенид-галлия и
др.) имеют незначительную ширину запрещенной зоны (0,1 эВ < Eg < 3 эВ). При
низких температурах химически чистые полупроводники являются диэлектриками.
При подводе энергии (большей чем ширина запрещенной зоны Eg, (рис. 4.16) элек-
троны могут преодолеть запрещенную зону и попасть в зону проводимости, а если
энергия меньше ширины запрещенной зоны, то энергия фотона приводит к нагреву
материала. При высоких температурах полупроводники становятся проводниками,
и в отличие от проводников проводимость полупроводников падает с повышением
температуры.
Собственная и примесная про-
водимость полупроводников. Если в
полупроводник с собственной про-
водимостью ввести определенное
число примесных ионов, то в про-
воднике возникает примесная прово-
димость.
Наиболее распространенный по-
лупроводник для изготовления фото-
элементов – это кремний. Кремний
расположен в четвертой группе элементов по таблице Менделеева, и его валент-
ность равна четырем. Если четырехвалентный атом кремния заместить в кристал-
лической решетке атомом меньшей валентности (трех валентным бором), то возни-
кает акцепторный узел в решетке, захватывающий свободные электроны (рис.
4.17). Энергетические уровни акцепторных атомов располагаются в запрещенной
зоне, вблизи валентной зоны. Отсутствие свободных электронов приводит к появ-
лению положительно заряженных состояний, называемых дырками, которые пере-
мещаются через вещество как свободные носители.
Полупроводники с примесью акцепторных атомов имеют в качестве основ-
ных носителей дырки и называются полупроводниками p-типа. И наоборот, атомы
большей валентности (например, фосфор из пятой группы) являются донорами
электронов. Полупроводники с примесью донорских атомов имеют основными но-
сителями электроны проводимости и называются полупроводниками n-типа .
Материалы с примесной проводимостью того или иного типа характеризуют-
ся более высокой электропроводностью, чем химически чистые материалы.
Электроно-дырочные переходы. Если соединить полупроводник n-типа и p-
типа, то на границе образуется так называемый p-n-переход. Как было, описано
выше, в полупроводнике n-типа имеется избыток свободных электронов, а в полу-
Рис. 4 .16 – Зонная структура беспримесного
полупроводника с собственной проводимостью

151
проводнике p-типа имеется избыток дырок. Это приводит к тому, что свободные
электроны из n-типа перейдут к акцепторам p-типа, соответственно и дырки будут
двигаться в обратном направлении.
Через
некоторое
время устанавливается
равновесие. Электри-
ческое поле, возник-
шее вследствие акку-
муляции зарядов про-
тивоположного знака
по обе стороны пере-
хода, уравновешивает
диффузию, возникшую
вследствие
различия
концентрации свобод-
ных электронов и дырок. Теперь результирующее движение зарядов происходит с
преобладанием отрицательных зарядов в р-области и положительных – в n-области.
Запрещенная зона существует во всех материалах, и между энергиями зоны
проводимости и валентной зоны возникает скачок потенциала.
Фотоэлектрические преобразователи. Наиболее эффективными, с энерге-
тической точки зрения, устройствами для превращения солнечной энергии в элек-
трическую являются полупроводниковые фотоэлектрические преобразователи
(ФЭП), поскольку это прямой, одноступенчатый переход энергии. КПД производи-
мых в промышленных масштабах фотоэлементов в среднем составляет 16%, у
лучших образцов достигает 25%. В лабораторных условиях летом 2013 года компа-
ния Sharp достигла КПД ФЭП в 44,4%, однако уже в сентябре немецкие ученые из
Института солнечной энергии общества Фраунгофера и Берлинского центра мате-
риалов и энергии имени Гельмгольца заявили о создании самого эффективного фо-
тоэлемента в мире, КПД которого составляет 44,7%.
В зависимости от материала, конструкции и способа производства различают
три поколения ФЭП:
 ФЭП первого поколения на основе пластин кристаллического кремния;
 ФЭП второго поколения на основе тонких пленок;
 ФЭП третьего поколения на основе органических и неорганических матери-
алов.
 Для повышения эффективности преобразования солнечной энергии разра-
батываются ФЭП на основе многослойных каскадных структур.
ФЭП первого поколения на основе кристаллических пластин на сегодняшний
день получили наибольшее распространение. В последние годы производителям
удалось многократно сократить себестоимость производства таких ФЭП, что обес-
печило укрепление их позиций на мировом рынке.
Виды ФЭП первого поколения:
 монокристаллический кремний (mc-Si);
 поликристаллический кремний (m-Si);
Рис. 4 .17 – Примесная проводимость полупроводника кремния
n-типа (слева) и p-типа (справа)

152
 на основе GaAs;
 ribbon-технологии (EFG, S -web);
 тонкослойный кремний (Apex).
Крупнейшими производителями ФЭП первого поколения являются китай-
ские компании Suntech Power, JA Solar, Yingli Green Solar, Solarfun Power, Trina
Solar.
ФЭП второго поколения. Технология выпуска тонкопленочных ФЭП второ-
го поколения подразумевает нанесение слоев вакуумным методом. Вакуумная тех-
нология по сравнению с технологией производства кристаллических ФЭП является
менее энергозатратной, а также характеризуется меньшим объемом капитальных
вложений. Она позволяет выпускать гибкие дешевые ФЭП большой площади, од-
нако коэффициент преобразования таких элементов ниже по сравнению с ФЭП
первого поколения.
Виды ФЭП второго поколения:
 аморфный кремний (a-Si);
 микро- и нанокремний (μc-Si/nc-Si);
 кремний на стекле (CSG);
 теллурид кадмия (CdTe);
 (ди) селенид меди-(индия-) галлия (CI(G)S).
ФЭП третьего поколения. Идея создания ФЭП третьего поколения заклю-
чалась в дальнейшем снижении себестоимости ФЭП, отказе от использования до-
рогих и токсичных материалов в пользу дешевых и перерабатываемых полимеров и
электролитов. Важным отличием также является возможность нанесения слоев пе-
чатными методами, например, по технологии «рулон-к -рулону» (R2R).
В настоящее время основная часть проектов в области ФЭП третьего поколе-
ния находится в стадии исследования.
Виды ФЭП третьего поколения:
 фотосенсибилизированные красителем (DSC);
 органические (OPV);
 неорганические (CTZSS).
Эффективность использования солнечной энергии зависит не только от КПД
фотоэлемента, но и от согласованности динамической нагрузки во внешней цепи.
В современной солнечной энергетике широко применяются полупроводнико-
вые преобразователи из химически чистого кристаллического кремния. Кремний –
широко распространенный в земной коре элемент, песок и кварц – это диоксид
кремния.
Простейший элемент на основе монокристаллического кремния представляет
собой следующую конструкцию: на малой глубине от поверхности кремниевой
пластины p-типа сформирован p–n-переход с тонким металлическим контактом. На
тыльную сторону пластины нанесен сплошной металлический контакт.
Пусть p–n-переход расположен вблизи от освещаемой поверхности полупро-
водника. При использовании солнечного элемента в качестве источника электро-
энергии к его выводам должно быть подсоединено сопротивление нагрузки Rн. Рас-
смотрим вначале два крайних случая: Rн = 0 (режим короткого замыкания) и Rн = 
(режим ХХ). Зонные диаграммы для этих режимов изображены на рис. 4.18, а, б.

153
В первом случае зонная диаграмма освещенного p–n-перехода не отличается
от зонной диаграммы при термодинамическом равновесии (без освещения и без
приложенного напряжения смещения), поскольку внешнее закорачивание обеспе-
чивает нулевую разность потенциалов между n- и p-областями. Однако через p–n-
переход и внешний проводник течет ток, обусловленный фотогенерацией элек-
тронно-дырочных пар в p-области.
Фотоэлектроны, образовавшиеся в непосредственной близости от области
объемного заряда, увлекаются электрическим полем p–n-перехода и попадают в n-
область. Остальные электроны диффундируют к p–n-переходу, стараясь воспол-
нить их убыль, и в конечном итоге также попадают в n-область. В n-области возни-
кает направленное движение электронов к тыльному металлическому контакту,
перетекание во внешнюю цепь и в контакт к p-области. На границе контакта к p-
области происходит рекомбинация подошедших сюда электронов с фотогенериро-
ванными дырками.
Рис. 4 .18 – Зонные энергетические диаграммы p–n -перехода при освещении в разных
режимах: а – короткого замыкания; б – холостого хода; в – включения на
сопротивление нагрузки
При разомкнутой внешней цепи p–n-перехода (рис. 4.18, б) фотоэлектроны,
попадая в n-область, накапливаются в ней и заряжают n-область отрицательно.
Остающиеся в p-области избыточные дырки заряжают p-область положительно.
Возникающая таким образом разность потенциалов является напряжением холо-
стого хода Uxx. Полярность Uxx соответствует прямому смещению p–n-перехода.
Поток генерированных светом носителей образует фототок Iф. Величина Iф
равна числу фотогенерированных носителей, прошедших через p–n-переход в еди-
ницу времени:
фи
I qP/hv



(4.31)
где: q – величина заряда электрона; Pu – мощность поглощенного монохроматиче-
ского излучения.
Здесь предполагается, что в полупроводнике каждый поглощенный фотон с
энергией hv ≥ Eg создает одну электронно-дырочную пару. Это условие хорошо вы-
полняется для солнечных элементов на основе кремния.

154
При нулевых внутренних омических потерях в солнечном элементе режим
короткого замыкания (рис. 4.18, а) эквивалентен нулевому напряжению смещения
p–n-перехода, поэтому ток короткого замыкания Iкз равен фототоку:
ф
кз
I
I
(4.32)
В режиме холостого хода (рис. 4.18, б) фототок уравновешивается «темно-
вым» током Im – прямым током через p–n-переход, возникающим при напряжении
смещения Uxx. Абсолютное значение «темнового» тока:
ф
xx
т
I
AkT
qU
I
I











1
exp
0
,
(4.33)
Функция Exp является математической функцией, она возвращает экспоненту
числа. Функция Exp берет целое число или число с плавающей точкой и возводит в
степень e. Использование функции возможно только для математической обработ-
ки. Exp имеет противоположную ей функцию Ln – натуральный логарифм.
откуда при Iф > I0:
0
0
ln
1
ln
I
I
q
AkT
I
I
q
AkT
U
ф
ф
xx








,
(4.34)
где: k – постоянная Больцмана, 1,38·10–23
Дж/К = 0,86·10–4
эВ/К; Т – абсолютная
температура, К; I0 – ток насыщения; A – параметр вольтамперной характеристики
p–n-перехода, меняющийся для разных отрезков графика от 1 до 2 по следующему
закону:
U
kT
q
А


434
,
0
,
(4.35)
где: ΔU – приращение напряжения при приращении плотности тока (или абсолют-
ного значения тока) по касательной на один порядок.
«Темновой» ток сопровождается рекомбинацией неосновных носителей тока
(в данном случае – электронов в p-области). При актах рекомбинации потенциаль-
ная энергия электронно-дырочных пар выделяется либо посредством излучения
фотонов с hv ≈ Eg, либо расходуется на нагревание кристаллической решетки.
Оба процесса схематически показаны дополнительными стрелками на рис.
4.18, б. Таким образом, режим холостого хода солнечного элемента эквивалентен
режиму работы светодиодов, а также выпрямительных диодов в пропускном
направлении.
Найдем обобщенное выражение для вольт-амперной характеристики осве-
щенного p–n-перехода. Для этого предположим, что к нему подключен источник
питания с варьируемым напряжением. При положительном напряжении смещения
фототок Iф вычитается из «темнового» тока p–n-перехода, а при отрицательном –
суммируется с ним. Выражение для вольт-амперной характеристики записывается в
виде:
ф
н
I
AkT
qU
I
I











1
exp
0
.
(4.36)
Рассмотрим подключение к p–n-переходу варьируемого сопротивления
нагрузки (рис. 4.18, в). Направление тока в нагрузке всегда совпадает с направлени-

155
ем Iф, а сам ток нагрузки Iн равен результирующему току через p–n-переход. При-
нимая направление тока Iф за положительное, для Iн можно записать:











1
exp
0
AkT
qU
I
I
I
н
ф
н
,
(4.37)
где: Uн – напряжение на нагрузке, равное напряжению на p–n-переходе.
Последнее выражение описывает нагрузочную вольт-амперную характери-
стику освещенного p–n-перехода.
При известных параметрах нагрузочной вольт-амперной характеристики и
заданном значении Rн величины Iн и Uн находятся методом последовательных при-
ближений.
Таким образом, освещенный p–n-переход может быть представлен в виде эк-
вивалентной схемы, где источник тока имитирует генерацию постоянного фотото-
ка, не зависящего от напряжения p–n-перехода, а диод представляет собой неосве-
щенный p–n-переход. При варьировании Rн фототок перераспределяется между
нагрузкой и p–n-переходом.
Электрическая мощность, выделяемая в нагрузке, определяется по формуле:







AkT
qU
U
I
U
I
U
I
Р
н
н
н
ф
н
н
exp
0
.
(4.38)
В режимах короткого замыкания и холостого хода P = 0, поскольку либо Iн,
либо Uн равны нулю.
Таким образом, солнечный элемент состоит из двух соединенных между со-
бой кремниевых пластинок. Свет, падающий на верхнюю пластинку, выбивает из
нее электроны, посылая их на нижнюю пластинку. Так создается ЭДС элемента.
Последовательно соединенные элементы являются источником постоянного тока.
Несколько объединенных фотоэлектрических преобразователей представляют со-
бой солнечную батарею.
Существует много вариантов и промышленных разработок фотоэлементов и
методов их изготовления. Однако все они должны удовлетворять следующим тех-
ническим требованиям:
 химически высокочистый исходный материал с устойчивыми свойствами;
 минимальная стоимость фотоэлементов при производстве их в большом ко-
личестве; необходимо обеспечить общий контроль за процессом их изготовления и
высокий уровень точности;
 срок службы солнечных элементов не менее 20 лет в условиях воздействия
окружающей среды; рабочая температура фотоэлемента может меняться в диапа-
зоне от –30 до +200 °С; стабильные и защищенные от всех видов коррозии элек-
трические контакты; устройство должно быть водозащищенным;
 конструкция должна быть такова, что разрушение одного из элементов не
должно приводить к выходу из строя всей системы; для этого используются парал-
лельные и последовательные соединения, которые в случае выхода из строя каких-
либо элементов исключают возможность выхода из строя других элементов;
 сборные модули пригодные для транспортировки даже в труднодоступные
и отдаленные районы.

156
Производство структур на основе монокристаллического кремния – процесс
технологически сложный и дорогостоящий. Поэтому внимание было обращено на
такие материалы, как сплавы на основе аморфного кремния a-Si:H, арсенид галлия
и поликристаллические полупроводники.
Аморфный кремний выступил в качестве более дешевой альтернативы моно-
кристаллическому кремнию. Первые солнечные элементы на его основе были со-
зданы в 1975 году. Оптическое поглощение аморфного кремния в 20 раз выше, чем
кристаллического. Поэтому для существенного поглощения видимого света доста-
точно пленки а-Si:Н толщиной 0,5-1,0 мкм вместо дорогостоящих кремниевых 300-
мкм подложек.
Кроме того, благодаря существующим технологиям получения тонких пле-
нок аморфного кремния большой площади, не требуется операции резки, шлифов-
ки и полировки, необходимых для солнечных элементов на основе монокристалли-
ческого кремния. По сравнению с поликристаллическими кремниевыми элемента-
ми изделия на основе a-Si:Н производят при более низких температурах (300 °С)
при этом можно использовать дешевые стеклянные подложки, что сократит расход
кремния в 20 раз.
Пока максимальный КПД элементов на основе а-Si:Н – 12%. Это несколько
ниже КПД кристаллических кремниевых элементов (~15%). Однако не исключено,
что с развитием технологии КПД элементов на основе а-Si:Н достигнет теоретиче-
ского потолка – 16%.
Большинство современных солнечных элементов обладают одним p-n-
переходом. В таком элементе свободные носители заряда создаются только теми
фотонами, энергия которых больше или равна ширине запрещенной зоны. Другими
словами, фотоэлектрический отклик однопереходного элемента ограничен частью
солнечного спектра, энергия которого выше ширины запрещенной зоны, а фотоны
меньшей энергии не используются. Преодолеть это ограничение позволяют много-
слойные структуры из двух и более солнечных элементов с различной шириной
запрещенной зоны. Такие элементы называются многопереходными, каскадными
или тандемными.
Поскольку они работают со значительно большей частью солнечного спек-
тра, эффективность фотоэлектрического преобразования у них выше. В типичном
многопереходном солнечном элементе одиночные фотоэлементы расположены
друг за другом таким образом, что солнечный свет сначала попадает на элемент с
наибольшей шириной запрещенной зоны; при этом поглощаются фотоны с
наибольшей энергией. Пропущенные верхним слоем фотоны проникают в следую-
щий слой с меньшей шириной запрещенной зоны и т.д . (запрещенная зона характе-
ризуется отсутствием энергетических уровней и различна по ширине для разных
материалов).
Основное направление исследований в области каскадных элементов связано
с использованием арсенида галлия в качестве одного или нескольких компонентов.
Эффективность преобразования подобных солнечных элементов достигает 35%.
Кроме того, в каскадных элементах широко применяются аморфный кремний и
сплавы на его основе.

157
Арсенид галлия – один из наиболее перспективных материалов для создания
эффективных солнечных батарей. Это объясняется следующими особенностями:
 почти идеальная для однопереходных элементов ширина запрещенной зоны
1,43 эВ;
 повышенная способность к поглощению солнечного излучения, требуется
слой толщиной всего в несколько микрон;
 высокая радиационная стойкость, что совместно с высокой эффективно-
стью делает этот материал чрезвычайно привлекательным для использования в
космических аппаратах;
 относительная нечувствительность к нагреву батарей на основе GaAs;
 характеристики сплавов GaAs с алюминием, мышьяком, фосфором или ин-
дием дополняют характеристики GaAs, что расширяет возможности при проекти-
ровании солнечных элементов.
Главное достоинство арсенида галлия и сплавов на его основе – широкий
диапазон возможностей для дизайна солнечных элементов. Фотоэлемент на основе
GaAs может состоять из нескольких слоев различного состава. Это позволяет раз-
работчику с большой точностью управлять генерацией носителей заряда, что в
солнечных кремниевых элементах ограничено допустимым уровнем легирования.
Типичный солнечный элемент на основе GaAs состоит из очень тонкого слоя
AlGaAs в качестве окна.
Основной недостаток арсенида галлия – высокая стоимость. Для удешевле-
ния производства предлагается формировать солнечные элементы на более деше-
вых подложках; выращивать слои GaAs на удаляемых подложках или подложках
многократного использования.
Поликристаллические пленки также весьма перспективны для солнечной
энергетики. Чрезвычайно высока способность к поглощению солнечного излучения
у диселенида меди и индия (CuInSe2) – 99% света поглощается в первом микроне
этого материала (ширина запрещенной зоны – 1,0 эВ).
Наиболее распространенным материалом для изготовления окна солнечной
батареи на основе CuInSe2 является CdS. Иногда для улучшения прозрачности окна
в сульфид кадмия добавляют цинк. Немного галлия в слое CuInSe2 увеличивает
ширину запрещенной зоны, что приводит к росту напряжения холостого хода и,
следовательно, повышению эффективности устройства. Один из основных спосо-
бов получения CuInSe2 – электрохимическое осаждение из растворов CuSO4,
In2(SO4)3 и SeO2 в деионизованной воде при соотношении компонентов Cu:In:Se как
1:5:3 и pH > 1,2-2,0.
Теллурид кадмия (CdTe) – еще один перспективный материал для фотоволь-
таики. У него почти идеальная ширина запрещенной зоны (1,44 эВ) и очень высо-
кая способность к поглощению излучения. Пленки CdTe достаточно дешевы в из-
готовлении. Кроме того, технологически несложно получать разнообразные сплавы
CdTe c Zn, Hg и другими элементами для создания слоев с заданными свойствами.
Подобно CuInSe2 наилучшие элементы на основе CdTe включают гетеропе-
реход с CdS в качестве оконного слоя. Оксид олова используется как прозрачный
контакт и просветляющее покрытие. Серьезная проблема на пути применения CdTe
–
высокое сопротивление слоя p-CdTe, что приводит к большим внутренним поте-

158
рям. Но она решена в p-i -n-структуре с гетеропереходом CdTe/ZnTe. Пленки CdTe
обладают высокой подвижностью носителей заряда, а солнечные элементы на их
основе – высокими значениями КПД, от 10 до 16%.
Среди солнечных элементов особое место занимают батареи, использующие
органические материалы. Коэффициент полезного действия солнечных элементов
на основе диоксида титана, покрытого органическим красителем, весьма высок –
~11%. Основа солнечных элементов данного типа – широкозонный полупроводник,
обычно TiO2, покрытый монослоем органического красителя. Принцип работы
элемента основан на фотовозбуждении красителя и быстрой инжекции электрона в
зону проводимости TiO2. При этом молекула красителя окисляется, через элемент
идет электрический ток и на платиновом электроде происходит восстановление
трииодида до иодида. Затем иодид проходит через электролит к фотоэлектроду, где
восстанавливает окисленный краситель.
В современных условиях эффективность преобразования лучистой энергии в
электрическую достигает 13-16%, в лабораторных условиях на некоторых полупро-
водниках достигнута эффективность 40%. За последние 40 лет стоимость кремние-
вых фотоэлектрических преобразователей снизилась в 40 раз, 1 кВт установленной
мощности на фотоэлектрических электростанциях обходится в 2500 долл.
Предельный теоретический КПД солнечных фотоэлементов, определяемый
только термодинамическими потерями, может достигать 85%, а для реальных со-
временных систем уже сейчас вполне достижимы значения КПД в 45-55%. Напри-
мер, тандемные и многокаскадные элементы на основе соединений A
III
BV (арсенид
галлия, системы AlGaAs, AlGaInAs и др.) уже имеют КПД более 40%.
В настоящее время максимальный достигнутый в лаборатории КПД солнеч-
ных элементов на основе гетерогенных структур составляет 36,9% (фирма «Спек-
тролаб», США), для солнечных элементов из кремния – 24%. Практически все за-
воды в России и за рубежом выпускают солнечные элементы с КПД 14-17%. Фирма
«Sun PowerCorp.» (США) начала в 2003 г. производство солнечных элементов из
кремния размером 125×125 мм с КПД 20%. Новые технологии и материалы позво-
лят в ближайшие годы увеличить КПД солнечных элементов на основе каскадных
гетероструктур в лаборатории до 40%, в производстве до 26-30%, а КПД элементов
из кремния –в лаборатории до 28%, в промышленности до 22%.
Разрабатывается новое поколение солнечных элементов с предельным КПД
до 93%, использующее новые физические принципы, материалы и структуры.
Использование солнечных фотоэлектрических электростанций начиналось с
космической техники, где стоимость играла второстепенную роль. «Крылья» фото-
элементов космической станции «Мир» имели площадь в сотни квадратных метров.
На Луне больше года работал луноход, питаемый от солнечных батарей. На амери-
канской станции «Скайлэб» батарея общей площадью 130 м
2
обеспечивала энер-
гопитание мощностью 10,5 кВт.
В наше время модули фотоэлектрических преобразователей производятся в
ряде стран для нужд большой энергетики. Очень важным преимуществом фото-
электрических солнечных электростанций являются очень малые эксплуатацион-
ные затраты – модули, защищенные от пыли и атмосферных осадков стеклом или
пленкой, работают десятки лет без обслуживания.

159
Следует ожидать, что в южных солнечных регионах России при массовом
выпуске и снижении стоимости фотоэлектрических модулей такие установки ока-
жутся конкурентоспособными в сравнении с традиционными, работающими на до-
рожающем органическом топливе.
Солнечные электростанции (СЭС), использующие фотобатареи в настоящее
время распространены более всего. Они состоят в общем случае из большого коли-
чества отдельных модулей (фотобатарей) различной мощности и выходных пара-
метров и широко применяются для энергообеспечения, как малых, так и крупных
объектов. Одна из первых СЭС мощностью 5 МВт с использованием солнечных
элементов была построена в СССР (в Крыму). Эта станция проработала несколько
лет, дав ценный материал для продолжения разработок.
В настоящее время корпорация «PowerLight» при финансовой поддержке
компании «General Electric» построила крупнейшую в мире СЭС, которая размеща-
ется в одном из самых солнечных районов Европы – в 200 км к юго-востоку от сто-
лицы Португалии Лиссабона. Станция состоит из 52 тыс. фотогальванических мо-
дулей, размещенных на едином участке площадью 60 га и способных менять свою
ориентацию вслед за движущимся Солнцем. Мощность станции составляет 11
МВт. Часто на СЭС различных типов дополнительно устанавливают теплообмен-
ные аппараты для получения горячей воды, которая используется как для техниче-
ских нужд, так и для отопления и горячего водоснабжения.
4.5 Фотоэлектрический элемент, фотоэлектрический модуль
и батарея
Фотоэлектрический элемент (фотоэлемент) используется для получения
электроэнергии за счет преобразования солнечного излучения. Фотоэлемент можно
рассмотреть как диод, состоящий из полупроводников n-типа и p-типа с образован-
ной зоной, обеднённой носителями, поэтому неосвещенный фотоэлемент подобен
диоду и может быть описан как диод.
Фотоэлемент – это основной компонент любой солнечной электрогенериру-
ющей системы. Сегодня в мировой практике находят применение солнечные эле-
менты (фотоэлементы) и панели, полученные по разным технологиям и на базе
разных полупроводниковых материалов. Классическим примером солнечного эле-
мента является прибор, созданный на пластине монокристаллического кремния по
технологии изготовления классических диодов с р-n–переходом.
После того, как структура с р-n–переходом готова, формируются нижний и
верхний электрические контакты, причем нижний контакт, в самом общем случае,
сплошной, а верхний выполняется в виде сетки (тонкие полосы, соединенные с от-
носительно более широкой токосборной шиной, рис. 4.19, а. В ряде случаев (дву-
сторонние элементы) и нижний контакт выполняется в виде токосъемной сетки,
чтобы обеспечить поступление света и с обратной стороны прибора.
Фронтальная поверхность элемента обычно покрывается антиотражающим
слоем, чтобы минимизировать отражение и оптимально использовать поступаю-
щую радиацию. Поэтому элементы с самой высокой эффективностью выглядят как
черные. Если требуются определенные специфические свойства, на лицевую по-

160
верхность наносится тонкий прозрачный слой специального материала, что позво-
ляет увеличить интенсивность отраженной радиации определенной длины волны
(вызванный интерференцией электромагнитных волн в этом слое). Такие элементы
демонстрируют определенный цветной оттенок отраженного света.
Передний контакт обычно выполняется в форме сетки или гребней, чтобы
минимизировать экранирование поверхности элемента и позволить падающему
свету освещать как можно большую площадь поверхности элементов. Тыльный
контакт в стандартных панелях обычно выполняется полноразмерным, т.е. сплош-
ным на всей площади элемента. Контакты к стандартным элементам обычно нано-
сятся с применением сеткографии или вакуумным осаждением.
Для специальных элементов,
например предназначенных для
работы в условиях высоких уров-
ней радиации, контакты вводятся
непосредственно в материал полу-
проводника. Эта мера увеличивает
поперечное сечение контакта и
область между контактом и полу-
проводником, чтобы приспособить
контакты к работе с токами высо-
кой плотности, проходящими че-
рез фотоэлемент. Толщина полу-
проводниковых элементов состав-
ляет приблизительно d  0,2 мм.
Для снижения оптических по-
терь, связанных с неполным ис-
пользованием падающего на по-
верхность солнечного элемента
излучения, в настоящее время обычно применяются следующие методы: структу-
рирование поверхности, приводящее к снижению интегрального коэффициента от-
ражения СЭ; нанесение на поверхность СЭ одно- или двухслойного антиотражаю-
щего покрытия; уменьшение площади контактов на лицевой поверхности для сни-
жения потерь на затенение; нанесение на тыльную поверхность СЭ металлического
слоя, для увеличения эффективности поглощения длинноволнового излучения за
счет его многократного прохождения через объем полупроводника; уменьшение
глубины эмиттерного перехода и снижение концентрации легирующей примеси
вблизи лицевой поверхности для повышения чувствительности СЭ в коротковол-
новой части спектра.
В солнечных элементах более высокого качества используется ряд конструк-
тивных усовершенствований, часть из которых представлена на рис. 4.19, б. Приня-
тые меры обеспечивают увеличение эффективности. Антиотражающий слой на ли-
цевой стороне элемента минимизирует отражение, чтобы максимальное число фо-
тонов достигло ФЭ ячейки и впоследствии проникло в область р-n–перехода. Слои
непроводящей окиси (SiО2) делают поверхность инертной, только в определенных
местах этот слой протравливается и в этих местах электрический заряд отводится.
Рис. 4 .19 – Различные конструкции солнечного
полупроводникового эдемента

161
Протравленная структура с маленькими пирамидами на лицевой поверхности
фотоэлемента облегчает проникновение фотонов в солнечный элемент. В то же
время фотоны, проникшие в элемент и прошедшие через всю базовую область, не
вызвав фотоэлектрическое преобразование, отражаются тыловым контактом, затем
лицевой поверхностью и возвращаются назад. Они снова проходят через р-n–
переход, вследствие чего вероятность их поглощения и фотоэлектрического преоб-
разования существенно возрастает.
Двусторонние элементы имеют такую же структуру на тыльной поверхности,
как и на фронтальной. В этом случае фотоны могут поступать к элементу одновре-
менно с обеих сторон (например, к тыльной поверхности поступает излучение, от-
раженное от поверхности Земли). Таким образом, благодаря использованным усо-
вершенствованиям может быть произведено существенно большее количество
электроэнергии.
Однако для излучения, поступающего на тыльную сторону, эффективность
фотоэлектрического преобразования ниже, потому что фотоны более коротких
длин волн поглощаются более толстым слоем полупроводниковой подложки и не-
основные носители заряда не достигают р-n–перехода.
Ток, протекающий по фотоэлементу в зависимости от напряжения:




















1
exp
тмр
D
S
D
mU
U
I
I
I
,
(4.39)
где: ID – ток насыщения, А; m – фактор диода; UD – напряжение на элементе, В;
Uтмр – температурное напряжение при 25 °С, Uтмр = 25,7 мВ.
Ток насыщения (также называется током утечки или диффузионным током) –
ток через переход при обратном смещении, меньшем напряжения пробоя. Для хо-
роших солнечных элементов он составляет 10–10
А. Фактор диода можно принять
равным 1, или выбрать от единицы до пяти.
Освещенный солнечный элемент в схеме замещения выглядит как источник
питания, параллельно соединенный с диодом (рис.5.5). Источник питания выраба-
тывает фототок, который прямо пропорционален мощности приходящей солнечной
радиации:
gl
фт
G
к
I


,
(4.40)
где: к – коэффициент пропорциональности приходящей солнечной радиации,
Ам
2
/Вт; Ggl – приходящая солнечная радиация, Вт/м
2
; Iфт – фототок, А.
Влияние интенсивности солнечного
излучения на вид вольт-амперной харак-
теристики фотоэлемента иллюстрируется
кривыми, приведенными на рис. 4.21, а.
Учитывая первый закона Кирхгофа
(сумма токов в узле равна нулю), соста-
вим уравнение, позволяющее построить
вольт-амперную характеристику (ВАХ)
солнечного элемента для простой схемы
замещения:
Рис. 4 .20 – Упрощенная схема замещения
освещенного солнечного элемента

162




















1
exp
тмр
D
S
фт
D
фт
mU
U
I
I
I
I
I
.
(4.41)
При снижении ин-
тенсивности солнечно-
го излучения ВАХ фо-
тоэлемента сдвигается
вниз, что определяет
значительное сниже-
ние тока короткого за-
мыкания. Напряжение
холостого хода при
этом уменьшается не-
значительно.
Угол падения сол-
нечных лучей на поверхность оказывает влияние на интенсивность облучения фо-
тоэлемента. Ток нагрузки определяется по формуле:

cos
0
I
IH
,
(4.42)
где: I0 – максимальный ток фотоэлемента, облучаемого перпендикулярно падаю-
щими световыми лучами;  – угол падения солнечных лучей, отложенный от нор-
мали приемной поверхности панели.
Зависимость (4.42) дает удовлетворительный результат для углов  = 0-50.
При увеличении угла  параметры фотоэлемента заметно отклоняются от косину-
соидальной зависимости и при  = 85 фотоэлемент прекращает генерировать элек-
троэнергию, рис. 4.21, б.
Фотоэлектрический модуль (солнечная панель) – состоит из электрических
последовательно и параллельно соединенных фотоэлементов (рис. 4.22). Здесь же
изображена солнечная панель. Количество фотоэлементов и их соединений зависит
от необходимой мощности солнечного модуля и его необходимых характеристик.
Рис. 4 .22 – Фотоэлемент, солнечная панель и солнечная батарея
Солнечная батарея это электрическое соединение солнечная панелей. Стан-
дартные панели состоят из фотоэлементов, количество которых доходит до 72 шт.
Мощности одной панели достигает от 30 Вт пик до 200 Вт пик.
Рис. 4 .21 – ВАХ фотоэлемента (а) и зависимость
эффективности фотопреобразования (б) от
интенсивности солнечного излучения

163
Для того, чтобы можно было сравнивать солнечные модули, их электриче-
ские характеристики измерялись при определенных условиях, называемых «стан-
дартными условиями». Под стандартными условиями понимается три параметра –
интенсивность солнечного излучения равна 1000 Вт/м
2
, температура солнечного
модуля равна 25 °С, масса атмосферы АМ = 1,5.
Ток короткого замыкания Iкз, А. В случае короткого замыкания напряжение
элемента равно нулю, а ток короткого замыкания достигает в этом случае своего
максимального значения.
Напряжение холостого хода Uхх, В. В режиме холостого хода ток равен ну-
лю, а напряжение на контактах достигает своего максимального значения.
МРР (maximum power point) точка пиковой мощности PМРР, Вт пик или Вт.
Рабочая точка, в которой выходная мощность достигает своего максимального зна-
чения, называется точкой пиковой мощности МРР, рис. 4.23. Значения тока и
напряжения, соответствующие МРР, называются соответственно током пиковой
мощности IМРР и напряжением пиковой мощности UМРР.
На рис. 4.24 представлена кривая мощности в зависимости от напряжения.
Мощность представляет собой произведения тока на напряжения ВАХ. В зависимо-
сти от напряжения, а также присоединенной нагрузки изменяется выходная мощ-
ность фотоэлемента.
Фактор кривизны (или параметр насыщения) ФН. Фактором кривизны назы-
вается отношение мощности МРР к продукту тока короткого замыкания на напря-
жение холостого хода.
кз
хх
МРР
МРР
I
U
I
U
ФН
.
(4.43)
ФН определяет качественный критерий солнечного модуля и показывает как
близко ВАХ солнечного модуля приближена к прямоугольнику из Uхх, Iкз. ФН
обычно всегда меньше единицы и находится в пределах 0,7 и 0,85.
Коэффициент полезного действия (КПД) солнечного модуля, %. КПД сол-
нечного модуля это отношения выходной мощности солнечного модуля к мощно-
сти приходящей солнечной радиации.
%
100



gl
кз
хх
G
I
U
ФН

.
(4.44)
Рис. 4 .23 – ВАХ солнечного
фотоэлемента
Рис. 4 .24 – Зависимость мощности
фотоэлемента от напряжения

164
Влияние на КПД температуры и уровня освещенности. ВАХ фотоэлемента и
отдаваемая ими мощность существенно зависят от рабочей температуры. Соответ-
ствующее изменение КПД представляет интерес, поскольку рабочая температура
может меняться в широком интервале значений. Например, к заметному уменьше-
нию спектральной чувствительности кремниевых фотоэлементов в длинноволно-
вой области спектра (и некоторому росту в коротковолновой) приводит понижение
их температуры, рис. 4.25.
Одним из главных недостатков фото-
вольтаика является низкий КПД солнечных
модулей. Для кремневых панелей КПД до-
стигает 10-15%. КПД солнечных элементов
зачастую определяет ширина запрещенной
зоны, Eg. Как было описано выше, ширина
запрещенной зоны и есть минимальная
энергия фотона, которая способна поднять
электрон из валентной зоны в зону прово-
димости. Фотоны, обладающие меньшей
энергией, не пригодны, так как не смогут
переместить электрон в зону проводимости.
Фотоны с большей энергией, чем Eg, могут
для поднятия использовать минимальную необходимую энергию, а оставшаяся
превращается в тепло.
Каждый фотон может сгенерировать только одну пару «электрон и дырка».
Так как солнечный спектр представляет собой длины волн от 0,29-2,5 мкм, то соот-
ветственно и фотоны имеют разную энергию. Любой солнечный элемент спроекти-
рован так, чтобы больше фотонов поглотить и преобразовать его в фототок.
С другой стороны ширина за-
прещенной зоны представляет со-
бой потенциальный барьер в p-n–
переходе. Меньшая ширина запре-
щенной зоны приводит к малень-
кому напряжению холостого хода.
Учитывая, что выходная мощность
солнечного элемента зависит от
произведения напряжения на ток,
то это приводит к меньшему КПД
элемента. Данные пример показы-
вает, что для солнечного спектра
имеется полупроводник с опти-
мальной шириной запрещенной зо-
ны. На рис. 4.26 показана такая зависимость теоретического максимального КПД от
ширины запрещенной зоны различных полупроводников. Видно, что используемые
полупроводники в самом лучшем случае могут достичь КПД, равного 30%. Реально
КПД солнечных элементов намного меньше теоретических значений КПД.
Рис. 4 .25 – Температурная зависимость
спектральной чувствительности
солнечного кремниевого элемента
Рис. 4 .26 – Теоретические КПД для различных
солнечных элементов

165
4.6 Вольтамперные характеристики солнечного модуля
Для достижения желаемых электрических выходных параметров солнечного
модуля, солнечные элементы соединяются электрически между собой последова-
тельно и параллельно.
Большое количество солнечных модулей рассчитываются для совместной ра-
боты с 12 В свинцовым аккумулятором, для таких модулей необходимо соединить
от 36 до 40 стандартных фотоэлементов последовательно. Для последовательно
соединенных фотоэлементов характерно, что ток, протекающий по всем элементам
одинаков, а общее напряжение равно сумме напряжений на элементах.
При параллельном соединении одинаковых солнечных элементов, напряже-
ние на выводах остается таким же, как и напряжение на элементах, а ток цепи ста-
новиться равным сумме токов на элементах. Большой ток одновременно означает
большие потери мощности, поэтому, по возможности, надо избегать параллельного
соединения элементов.
Выработка электричества фотоэлектрическим модулем зависит так же от
климатических данных. На фотоэлектрический модуль особенно влияет приходя-
щая солнечная радиация, а также температура самого модуля. На рис. 4.27, а пока-
зана ВАХ для модуля с постоянной температурой и разной температурой, прихо-
дящей солнечной радиацией. На рис. 4.27, б – ВАХ при разной температуре сол-
нечного модуля и постоянной приходящей солнечной радиацией. Как уже было
сказано выше, вырабатываемый фототок прямопропорционален приходящей сол-
нечной радиации по формуле 4.44.
Соответственно, при повышении мощности приходящей солнечной радиа-
ции, увеличивается ток короткого замыкания. Напряжение холостого хода также
повышается, но очень незначительно. При различных температурах солнечной па-
нели и постоянной приходящей солнечной радиации ВАХ, приведена на рис. 4.27,
б. Ток короткого замыкания незначительно повышается с повышением температу-
ры солнечного модуля, в связи с усилением термической генерации. Однако, по-
вышение температуры модуля понижает диффузионное напряжение в p-n–
переходе, что, в свою очередь, сказывается на низком значении напряжения холо-
стого хода. В общем, с повышением температуры мощность модуля падает.
Рис. 4 .27 – ВАХ для солнечной панели: а – при одинаковой температуре и разной
приходящей солнечной радиации; б – при разной температуре и одинаковой приходящей
солнечной радиации

166
Иногда в паспорте на панели указываются коэффициенты, показывающие
влияние на выходные электрические параметры солнечной панели. Характерные
значения для модулей: изменение напряжения холостого хода – около 0,4% на 1 °С,
изменение тока короткого замыкания – около 0,06% на 1 °С, изменение выходной
мощности – около 0,5% на 1 °С.
Максимальная мощность, достигаемая при эксплуатации фотоэлектрических
модулей – их равномерное освещение. Запыление, метеорологические осадки, опа-
дание листвы с окружающих деревьев, экскременты птиц могут привести к затене-
нию отдельных частей модуля. Затенение очень сильно влияет на выходную мощ-
ность панели. Если взять солнечный коллектор, то можно сказать, что уменьшение
мощности пропорционально части затененной площади, в то время как затенение
одной тридцатой части модуля фотовольтаика, может уменьшить мощность в два
раза. Поэтому затенение модуля солнечной панели недопустимо с энергетической
стороны, а также опасно тем, что может повредиться фотоэлемент.
Если интенсивность солнечной радиации повышается, то соответственно по-
вышаются и потери. Дополнительно к потерям, элемент испытывает сильный
нагрев, который может привести к его разрушению. При затенении появляются не-
большие зоны, их называют горячие точки, что приводит к расплавлению матери-
алла солнечного элемента, или повреждается герметичность элемента.
Для защиты модуля от горячих точек или термического разрушения, в фото-
электрического модули параллельно элементам подключаются так называемые
байпасные диоды. К каждой линейке последовательно соединенных элементов
также подключается блокирующий диод – для выравнивания напряжений линеек,
рис. 4.28.
При нормальной эксплуа-
тации фотоэлектрического мо-
дуля (все элементы освещены)
байпасные диоды не работают.
В случае затенения ток течет
по
байпасным
диодам
(наименьшее сопротивление),
которые предотвращают поте-
рю мощности и защищают от
перегрева.
Генерируемая
модулем
мощность увеличивается при
более низкой температур. Однако максимуму мощности при различных температу-
рах соответствуют различные напряжения. Для устранения этого недостатка фото-
электростанция должна снабжаться регулятором напряжения.
Величина нагрузки солнечной батареи в значительной степени влияет на ве-
личину снимаемой с нее мощности. Рабочая точка фотоэлектрической панели мо-
жет быть определена как точка пересечения ее вольт-амперной характеристики с
вольт-амперной характеристикой нагрузки. Точно также может быть определена
рабочая точка на пересечении энергетических характеристик фотопреобразователя
и нагрузки.
Рис. 4 .28 – Схема фотоэлектрического модуля

167
Рязанский завод металлокерамических изделий (РЗМКП) производит модули
из поликристаллического кремния 2 типоразмеров, рис. 4.29-4.30. Модули облада-
ют высокими техническими характеристиками, несмотря на применение солнечных
элементов азиатского производства. Срок службы 25 лет, гарантия производителя -
1 год. РЗМКП - единственный российский прозводитель солнечных модулей, кото-
рый имеет европейский сертификат качества.
Рис. 4 .29 – Вольт- амперная характеристики
фотоэлектрического модуля РЗМП-130-Т
Рис. 4 .30 – Вольт- амперная характеристики
фотоэлектрического модуля РЗМП-220-Т
RZMP-130-T с разбросом мощности модуля от 105 до 145 Вт. Напряжение
стандартное 12 В, состоит из 72 солнечных элементов, может применяться с недо-
рогими контроллерами заряда для заряда аккумуляторов.
RZMP-220 -T с разбросом мощности модуля от 200 до 240 Вт. Напряжение
пониженное, примерно 21 В, состоит из 60 солнечных элементов, может приме-
няться с сетевыми инверторами; для заряда аккумуляторов требуется применение
контроллеров заряда, преобразующих напряжение модуля (MPPT контроллеры).
Модули второго типа, из-за нестандартного напряжения, дешевле за ватт, од-
нако для заряда аккумуляторов требуют более дорогих MPPT контроллеров.
Например, для заряда аккумулятора напряжением 12 В необходим 1 такой модуль в
цепочке (возможно параллельное соединение) и MPPT контроллер на ток не менее
20 А. Для заряда АКБ напряжением 24 В одного модуля недостаточно - нужно как
минимум 2 модуля соединить последовательно и использовать MPPT контроллер с
понижением напряжения, для одной цепочки требуется минимум 20 А контроллер.
Ограничение по напряжению снимается, если использовать такие модули
вместе с сетевыми фотоэлектрическими инверторами. В основном, такие модули
применяются именно в связке с сетевыми инверторами.

168
5 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ ВОДНЫХ РЕСУРСОВ
Главную роль в хозяйственном использовании водных ресурсов играют реч-
ные воды. Их характерными особенностями является ежегодная возобновляемость
в результате круговорота воды в природе и неравномерность распределения во
времени и в пространстве.
Речной сток образуется за счет осадков, выпадающих на поверхность суши.
Часть этих осадков превращается в сток, непосредственно попадая в реки с поверх-
ности земли, и называются поверхностным стоком рек. Другая часть осадков про-
сачивается в грунт, образуя запасы подземных вод, которые являются источником
подземного стока рек.
Речной сток частично испаряется в атмосферу, а частично используется для
хозяйственных нужд человека. При этом вода либо безвозвратно теряется для реки,
входя в состав производимой продукции или испаряясь в атмосферу, либо возвра-
щается в реку виде возвратных или сточных вод. Значительная часть стока большо-
го числа рек попадает в океаны, озера или моря. Речные воды вместе с осадками,
выпадающими на поверхность океанов, морей и озер, перемешиваются с запасами
их вод и частично испаряются под воздействием солнечной энергии.
Около 445 000 км
3
воды ежегодно испаряется с поверхности океанов, более
400 000 км
3
выпадает в виде осадков обратно в океан. Около 112 000 км
3
воды за
счет общей циркуляции выпадают в виде осадков над сушей и частично превраща-
ются в речной сток в новом цикле круговорота воды в природе.
Гидроэнергетические ресурсы речного стока. Гидравлическая энергия рек
представляет собой работу, которую совершает текущая в них вода. В естественном
состоянии эта работа расходуется на преодоление внутреннего сопротивления дви-
жению воды, сопротивления на трение в русле и различное эрозионное воздействие
(размыв дна и берегов русла, перемещение продуктов размыва).
Силой, осуществляющей работу водного потока, является собственный вес
воды. Действие воды определяется разностью уровней воды в начале и конце рас-
сматриваемого участка водотока.
Если падение участка водотока (реки) длиной L, м, составляет Н, м, то при
расходе воды Q, м
3
/с, равном его среднему значению в начале и конце участка. Ра-
бота текущей воды в течение 1 с, т.е. мощность водотока на участке может быть
рассчитана по формуле:
воды
воды
з
воды
Q
QH
g
N


81
,
9


,
(5.1)
где: gз = 9,81 – ускорение свободного падения, м/с
2
; Q – расход воды через турбину,
м
3
/с; H – падение участка водотока (напор), м; воды – плотность воды, принимается
равной 1000 кг/м
3
.
Все реки разделены на четыре группы. Первые две группы рек – это крупные
реки с потенциальной энергией выше 1000 млн. кВтч. Для нас представляет инте-
рес третья и четвертая группы.
Третья группа – это средние водотоки с потенциальной энергией от 15 до
1000 млн. кВтч, используемой на 40-50%.
Четвертая группа – малые водотоки с потенциальной энергией менее 15 млн.
кВтч. Вследствие незначительной величины стока большая часть рек группы пере-

169
мерзает в зимний период, либо пересыхает летом. Энергетическое использование
малых рек возможно не круглый год. Энергия этих рек используется на 15-20%.
Установить общий экономический потенциал гидроэнергетики малых рек
весьма сложно, поскольку нет единой методики поиска экономичных технических
решений по малым ГЭС.
5.1 Гидроэнергетические установки
Гидроэнергетические установки (ГЭУ) это совокупность компонентов, свя-
занных между собой и служащих для преобразования энергии (кинетической и по-
тенциальной) в электрическую или наоборот.
В состав ГЭУ входят гидротехнические сооружения, основное и вспомога-
тельное оборудование, которые позволяют осуществить промышленное использо-
вание гидроэнергопотенциала данного участка водотока.
Гидроэлектрическая станция (ГЭС) это гидроэнергетическая установка,
включающая в себя плотину, которая перегораживает реку и создает подъем уровня
воды, и здание станции, в котором размещаются гидравлические турбины, генера-
торы и другое электрическое и механическое оборудование.
На ГЭС вода под действием силы тяжести движется из водохранилища (рис.
5.1) в нижний бьеф и вращает рабочее колесо гидротурбины, которое связано с ге-
нератором валом. Генератор в свою очередь механическую энергию вращения пре-
вращает в электрическую энергию. Если частота вращения генератора недостаточ-
на для выработки электроэнергии с параметрами сети (обычно 50 Гц), то рабочее
колесо турбины связывают с генератором через редуктор. Редуктор обеспечивает
увеличение частоты вращения генератора, тем самым уменьшаются не только раз-
меры и масса генератора, за счет меньшего количества пар полюсов, и стоимость.
Водохранилище является
источником потенциальной
энергии и создается с помо-
щью плотины, которая поз-
воляет обеспечить стабиль-
ный расход воды через тур-
бину. Водохранилище
и
напорный водовод являются
наиболее дорогими элемен-
тами гидроэлектростанции.
Диаметр водовода не может
быть слишком маленьким,
так как при этом возрастут
потери на трение hпот ≈ d
–5
.
Обычно рассчитывают, что
hпот < 0,1Н.
На гидроэлектростанциях не вся энергия водного потока превращается в по-
лезную работу. Часть энергии (до 30%) расходуется на механические сопротивле-
ния, потери в гидросооружениях и генераторах.
Рис. 5 .1 – Функциональная схема ГЭС
http://www.diagram.com.ua/list/alter-energy/207.ht71.gif

170
По способу создания напора ГЭС различают три основные схемы: плотинная,
деривационная и плотинно-деривационная. Во всех схемах обязательно наличие
плотины. Водное пространство, образованное плотиной и имеющее более высокие
отметки своей поверхности по отношению к естественному состоянию реки, назы-
вается верхним бьефом (ВБ); водное пространство за плотиной вниз по течению
реки – нижним бьефом (НБ). Плотинная схема реализуется главным образом на
равнинных реках с малыми гидравлическими уклонами. Напор, или разница уров-
ней верхнего и нижнего бьефов, создается за счет сооружения плотины. При этом
отметки водохранилища всегда выше естественного состояния реки.
Различают следующие характерные значения уровней верхнего бьефа –
УМО, НПУ и ФПУ:
 УМО – уровень мертвого объема или минимально допустимый уровень
верхнего бьефа по условиям нормального функционирования ГЭС;
 НПУ – нормальный подпорный уровень или уровень верхнего бьефа, при
котором ГЭС работает с соблюдением заданных нормальных технических условий;
 ФПУ – форсированный подпорный уровень или максимально допустимый
уровень верхнего бьефа в экстремальных условиях.
При наличии бытового притока воды в водохранилище в верхнем бьефе со-
здается кривая подпора, характеризующая дополнительное поднятие уровня воды в
«хвостовой» части водохранилища.
По месту расположения здания ГЭС плотинные схемы разделяют на русло-
вые и приплотинные. В русловой ГЭС, применяемой при напорах до 30-40 м, зда-
ния с установленным в нем основным оборудованием принимает участие в созда-
нии напора; в приплотинной – оно располагается за плотиной и участия в создании
напора не принимает. В большинстве случаев здания приплотинных ГЭС располо-
жены на поверхности земли, значительно реже – под землей.
Вода к агрегатам подводится по относительно длинным напорным водово-
дам, как по индивидуальным, так и по общим. Для русловой схемы характерны ма-
лые расстояния от верхнего бьефа до гидротурбинной установки. Подвод воды к
агрегатам здесь осуществляется по индивидуальным водоводам.
На ГЭС, как правило, устанавливаются сороудерживающие сооружения
(СУС) для защиты агрегатов от крупных плавающих предметов и мусора. Отвод
воды от гидроагрегата осуществляется обычно с помощью отсасывающей трубы
непосредственно в нижний бьеф. Иногда на ГЭС осуществляется холостой сброс
воды в нижний бьеф через водослив, минуя гидроагрегаты.
Мощность гидроэнергетической установки возрастает с увеличением расхода
воды и скорости обтекания лопастей турбины. Она определяется выражением:
1000
TЭГ
Под
Р
gH/


, кВт,
(5.2)
где: ρ = 1000 кг/м
3
–
плотность воды, g = 9,8 м/с
2
–
ускорение силы тяжести; Q –
расход воды через гидротурбину, м
3
/с; HПод – напор воды, подведенный к гидротур-
бине, м; ηТ – КПД гидротурбины; ηЭГ – КПД электрогенератора.
Подведенный к турбине напор HПод равен разности уровней в верхнем и ниж-
нем водохранилище (бьефе) за вычетом гидравлических потерь. Напор на гидро-
узле НГЭС равен разности уровней воды верхнего и нижнего бьефов. При НГЭС < 20-
30 м станцию относят к низконапорным.

171
Расход воды в водохранилище (верхнем бьефе) зависит не только от расхода
через плотину, но также от водозабора на нужды водоснабжения, ирригации, от
осадков, испарения, фильтрации, льдообразования. Расход в нижнем бьефе зависит
от расхода через турбины, холостых сбросов, фильтрации.
На полноводных реках равнин необходимый напор воды создается плотиной,
перегораживающей русло реки. Такие ГЭС называются плотинными, рис. 5.2. При
небольших напорах воды (до 30 м) здание электростанции размещают в теле пло-
тины. Это сокращает затраты на строительство ГЭС.
При напорах более 30-40 м обычно сооружают ГЭС приплотинного типа, у
которых здание располагается ниже плотины, рис. 5.3. Плотина 1 воспринимает
напор воды, которая из верхнего бьефа 2 (водное пространство перед плотиной) по
каналу 3 плотины поступает в спиральную камеру 6 и попадает на лопасти колеса
турбины 5 и по каналу 4 – в нижний бьеф 7 (водное пространство ниже плотины).
Разность уровней верхнего и нижнего бьефов является напором Н, под дей-
ствием которого вода отдает свою энергию турбине, вращающей генератор 9. Тур-
бина и генератор располагаются обычно вертикально и связаны общим валом 8.
Электроэнергия, выработанная генератором, поступает на повышающий трансфор-
матор 10, с которого по воздушной линии электропередачи 11 передается в элек-
тросеть и потребителям.
Деривационная схема реализуется главным образом на реках с большими
уклонами в горных и предгорных районах. Напор ГЭС создается за счет использо-
вания естественного перепада уровней водотока. На рис. 5.4 приведена схема ГЭС с
Рис. 5 .2 – Схема плотинной ГЭС: 1 – плотина;
2 – затворы; 3 – максимальный уровень
верхнего бьефа; 4 – минимальный уровень
верхнего бьефа; 5 – гидравлический
подъемник; 6 – сороудерживающая решетка;
7 – гидрогенератор; 8 – гидравлическая
турбина; 9 – минимальный уровень нижнего
бьефа; 10 – максимальный паводковый
уровень
Рис. 5 .3 – Разрез гидроэлектростанции
приплотинного типа: 1 – плотина;
2 – верхний бьеф; 3, 4 – канал; 5 – колесо
турбины; 6 – спиральная камера;
7 – нижний бьеф; 8 – вал; 9 – генератор;
10 – трансформатор;
11 – линия электропередачи

172
деривацией в виде трубы. При деривационной схеме высота плотины может быть
небольшой, обеспечивающей лишь отвод воды из реки в деривацию, а сосредото-
ченный напор получается за счет разности уклонов воды в реке и в деривации.
Состав основных сооружений в деревационной схеме значительно отличается
от состава их в плотинной схеме. Плотина головного сооружения предназначена
лишь для организации отбора воды через водозаборные сооружения в деривацию.
Деривация может быть безнапорной (в виде каналов или лотков) или напорной (в
виде трубопроводов), а также смешанного типа.
Открытая деривация бывает саморегулирующаяся и несаморегулирующаяся. В
первом случае берега канала горизонтальны по всей его длине. Это позволяет регу-
лировать режим расходов в канале вплоть до полной остановки ГЭС с помощью
изменения открытия направляющего аппарата или площади сопла в турбине.
Рис. 5 .4 – Схема деривационной гидроэлектростанции в Кабардино-Балкарии
[http://blog.rushydro.ru/wp-content/uploads/2012/04/]
Саморегулирующаяся деривация требует значительных земляных работ и ха-
рактеризуется малой длиной деривации. В противном случае принимается несамо-
регулирующаяся деривация с одинаковым уклоном канала и его берм. Регулирова-
ние мощности ГЭС здесь в основном осуществляется за счет маневрирования за-
творами на водозаборном сооружении головного узла. При значительной длине де-
ривации и времени добегания от головного узла к ГЭС требуется создание сложной
системы автоматического регулирования мощности. При быстром сбросе нагрузки
на таких ГЭС возможны холостые сбросы воды через специальные сооружения в
напорном бассейне ГЭС. При длинной безнапорной подводящей деривации (канал,
безнапорный туннель) в конце ее иногда устанавливается бассейн суточного регу-
лирования расхода и мощности ГЭС.
В малых ГЭС с безнапорной деривацией вода из естественного русла отво-
дится по безнапорным водоводам, чаще всего по открытым каналам, реже по лот-
кам, и безнапорными туннелями. В этом случае деривация трассируется на отмет-
ках, близких к уровню верхнего бьефа, колебания которого обычно незначительны.
Открытые безнапорные деривационные водоводы применяют при относительно
ровной и слабопересеченной местности, а также при достаточной устойчивости
склонов речной долины. Протяженность безнапорной деривации, определяемая то-

173
пографическими условиями и технико-экономической эффективностью малой ГЭС,
может достигать нескольких километров.
Гидравлическая схема напорных турбинных водоводов может быть блочной
или неблочной. Деривация, как правило, бывает однониточной. Отвод воды от зда-
ния ГЭС может осуществляться или непосредственно в нижний бьеф, или с помо-
щью отводящей деривации – безнапорной или напорной. В последнем случае также
возможна установка уравнительных резервуаров.
При пересеченном или горном рельефе местности, деривацию можно выпол-
нить в виде туннеля, прорезывающего горный массив, или в виде трубопровода,
уложенного по поверхности земли. Деривация может состоять частично из канала и
туннеля, из трубопровода и туннеля и т.п.
Существует два типа гидротехнических туннелей: безнапорные, заполненные
водой не полностью, с атмосферным давлением над свободной поверхностью воды,
и напорные, в которых вода заполняет все сечение туннеля. В напорном туннеле
гидродинамическое давление даже в самой верхней точке сечения выше атмосфер-
ного. В конце длинного подводящего напорного туннеля устраивается уравнитель-
ный резервуар для уменьшения гидравлического удара при резких изменениях рас-
хода воды, потребляемой ГЭС. В конце подводящего безнапорного туннеля, как и в
конце деривационного канала сооружается напорный бассейн.
Если река несет большое количество крупных наносов (песка), попадание ко-
торых в деривацию может вызвать нежелательные последствия, то в начале подхо-
дящей деривации сооружается отстойник. Наносы, выпавшие в отстойнике, смы-
ваются в реку через промывной канал.
Если возможно переохлаждение воды и образование внутриводного льда –
шуги, то в случае надобности на головном узле, на деривационном канале или на
напорном бассейне сооружают шугосбросы.
Здание деривационных ГЭС может быть наземного, полуподземного и под-
земного типов. Максимальный напор на этих ГЭС достигает 1500 м и более. Дери-
вационные ГЭС в основном предназначены для краткосрочного регулирования
речного стока или для работы по водотоку. Эти ГЭС, как правило, одноцелевого
энергетического назначения. Основные виды турбин деривационных ГЭС – ради-
ально-осевые и ковшовые. Отличительной особенностью режимов деривационных
ГЭС является, как правило, незначительный диапазон колебаний уровней верхнего
и нижнего бьефов.
5.2 Малая гидроэнергетика в децентрализованном электроснабжении
5.2.1 Гидроэлектростанции на малых водотоках
Недостатки крупных ГЭС породили идею мини и микро ГЭС (рис. 6.10), ко-
торые могут располагаться на небольших реках или даже ручьях, а их гидроагрега-
ты способны работать при небольших перепадах уровней воды или будучи движи-
мыми лишь силой течения. Подобные мини ГЭС могут быть установлены и на
крупных реках с относительно быстрым течением без сооружения плотин.
Общепризнанным лидером в развитии малой гидроэнергетики является Ки-
тай, где строительство малых ГЭС ведется очень интенсивно.

174
В январе 2009 г. информаци-
онное агентство «Синьхуа» сооб-
щило, что к концу 2018 г. общая
мощность сельских ГЭС в Китае
превысила 50 млн. кВт, их годовая
выработка электроэнергии достиг-
ла 150 млрд. кВт·ч. Таким образом,
сельские малые ГЭС стали важной
составной частью государственной
системы снабжения страны элек-
троэнергией.
Согласно имеющимся дан-
ным, в настоящее время в Китае
насчитывается примерно 50 тыс.
малых ГЭС, и почти половина тер-
ритории Китая, третья часть уездов
и четвертая часть населения стра-
ны обеспечены электроэнергией за
счет малых ГЭС.
В больших масштабах ведет-
ся строительство малых ГЭС в Индии. К настоящему времени установленная мощ-
ность введенных в эксплуатацию малых ГЭС превышает 200 МВт, намечено строи-
тельство еще 4 тыс. мини ГЭС.
Хорошие традиции в использовании энергии малых рек существуют в Поль-
ше, где еще до начала Второй мировой войны работало 6800 малых ГЭС. Широкое
распространение малые ГЭС получили в Австрии, Норвегии, Швейцарии.
В России положение с развитием малой гидроэнергетики значительно хуже.
Ориентация в развитии отечественной гидроэнергетики исключительно на создание
крупных электростанций привела к остановке и разрушению многих действовав-
ших малых ГЭС, ликвидации производства оборудования для них.
В 1913 г. в России эксплуатировались 78 малых ГЭС суммарной мощностью
8,4 МВт, в том числе самой крупной была ГЭС Мургаб мощностью 1,35 МВт. К
началу Великой Отечественной войны в России работало уже 660 малых сельских
ГЭС общей мощностью 330 МВт, а на 40-50-е годы XX века пришелся пик строи-
тельства малых ГЭС с ежегодным вводом до 1000 энергоблоков.
В настоящее время в России эксплуатируется всего около 300 малых ГЭС
суммарной мощностью примерно 1000 МВт, тогда как в 1950-1960-е годы их было
около 10 тыс. Уже в 1962 г. число малых ГЭС в России сократилось до 1665. В це-
лом в России экономический потенциал малых и микро ГЭС составляет 200 млрд.
кВт·ч, но используется он менее чем на 1-2%.
Необходимо признать, что процесс сокращения количества строящихся и
эксплуатируемых малых ГЭС был характерен не только для России, но и для боль-
шинства высокоразвитых стран, в том числе США, Франции, Японии. В США,
например, было закрыто 3000 малых ГЭС.
Рис. 5 .5 – Микро ГЭС http://stroim
dly.ru/images/Sovetymastera/GES/pikoges.jpg

175
В конце прошлого столетия из-за проблем, связанных с дефицитом и увели-
чением стоимости ископаемых видов органического топлива, вновь повысился ин-
терес к малым ГЭС, в том числе и в России; в настоящее время намечается тенден-
ция к восстановлению разрушенных и строительству новых малых и микро ГЭС.
Единой точки зрения о том, что такое «малая» река, пока нет. Имеются раз-
личные подходы к ее определению, прежде всего с использованием количествен-
ных критериев для классификации рек по ряду гидрографических характеристик:
площади водосбора (не более 200 км
2
), длине реки (не более 100 км), а также по
расположению водосбора в одной географической зоне и т.д . В соответствии с эти-
ми критериями малые реки преобладают в гидрографической сети по числу и об-
щей длине: из 3 млн. рек на территории бывшего СССР 2,9 млн. – ма л ые реки, 94%
речной сети России – малые водотоки. Их сток колеблется от 25 до 85% и составля-
ет в среднем около 50% общего стока рек.
На водосборах малых рек и в их прибрежных зонах сосредоточена большая
часть населения: до 44% городских жителей и 90% сельских; 127 тыс. малых рек
используется для нужд населения и хозяйственного комплекса. Поэтому развитие
малой гидроэнергетики в большинстве регионов может существенно повысить
обеспеченность потребителей электроэнергией.
Администрацией Южного федерального округа одобрена программа по стро-
ительству энергообъектов, в которой предусмотрено сооружение: в Дагестане – се-
ми малых ГЭС общей мощностью 21 МВт, в Ингушетии – шести (7,49 МВт), в Ка-
бардино-Балкарии – двух (37,6 МВт), в Карачаево-Черкессии – шести (60 МВт), в
Краснодарском крае – двух (3,5 МВт), в Ростовской области – пятнадцати (30,5
МВт), в Осетии – четырех (6,59 МВт), в Ставропольском крае – двух (24,2 МВт).
В Карелии реализуется программа строительства малых ГЭС, в том числе
восстановления заброшенных и разрушенных. Рассматриваются технические воз-
можности и экономическая целесообразность строительства в Карелии на р. Лосо-
синка пяти малых ГЭС общей мощностью около 2 МВт, из них трех – в черте горо-
да Петрозаводска с использованием существующих подпорных сооружений, то
есть без подъема отметок верхних бьефов и нарушения паркового ландшафта.
Строительство объектов малой энергетики на малых реках и ручьях имеет
ряд экономических, экологических и социальных преимуществ.
В условиях России создание малых ГЭС экономически целесообразно со сле-
дующих позиций:
 сооружение малых ГЭС не требует больших капиталовложений и является
малозатратным, что важно для отдаленных районов;
 малые ГЭС быстро строятся и окупаются, хотя удельная стоимость 1 кВт
установленной мощности на них выше, чем на средних и больших ГЭС;
 благодаря разработке типовых проектов и унифицированного оборудования
стоимость малых ГЭС может быть значительно снижена, что наряду с небольшими
сроками строительства и быстрой окупаемостью делает эти станции привлекатель-
ными для вложения капитала;
 малые затраты на строительство и обслуживание, простота и гибкость кон-
струкции позволяют считать возведение малых ГЭС задачей регионов и местных
энергосистем;

176
 возможность поочередного возведения гидроузлов с наращиванием регули-
рующей емкости по мере необходимости и с соответствующим поэтапным распре-
делением капитальных вложений;
 экономия органического топлива и независимость от ситуации на рынке
топлива.
Главный положительный экологический эффект малых ГЭС заключается в
том, что малые гидроузлы удовлетворяют потребности человека при минимальном
воздействии на окружающую среду. Будучи мелководными и небольшими по объ-
ему, водохранилища таких ГЭС (если они есть) не препятствуют процессам водо-
обмена в речных системах и, напротив, способствуют перемешиванию водных масс
и их аэрации.
Важен и социальный эффект создания малых ГЭС: они не требуют переселе-
ния жителей. Наиболее эффективны малые ГЭС на территориях с рассредоточен-
ными потребителями энергии, удаленными от энергосистем, к которым относятся
районы Крайнего Севера и многие регионы Сибири и Дальнего Востока. Все боль-
шее распространение получают микро ГЭС мощностью от 0,5 до 10 кВт и от 10 до
50 кВт различных типов, в том числе рукавные.
На основании анализа современных требований, предъявляемых к энергети-
ческому оборудованию, и на базе технических и экономических предпосылок
МНТО ИНСЭТ, например, создало и освоило в производстве следующее гидро-
энергетическое оборудование для малых ГЭС:
 микро ГЭС мощностью до 90 кВт с пропеллерными рабочими колесами на
напоры 1,5-10 м;
 микро ГЭС с диагональным рабочим колесом на напоры 10-55 м мощно-
стью до 100 кВт;
 гидроагрегаты с пропеллерными рабочими колесами на напоры 3,5-9 и 10-
25 м мощностью до 500 и 1500 кВт;
 гидроагрегаты с радиально-осевыми рабочими колесами на напоры выше 25
м и мощностью до 5000 кВт.
Созданные МНТО ИНСЭТ гидроагрегаты успешно работают на многих ре-
конструированных и вновь построенных ГЭС, как в России, так и за рубежом.
Неосвоенной областью проектирования и изготовления оборудования малых
ГЭС являются гидроагрегаты на малых напорах (2-5 м) и больших расходах воды.
Именно такие параметры характерны для большинства рек центральной России и
многих рек других регионов.
Следует учитывать, что малые ГЭС не всегда обеспечивают гарантированную
выработку электроэнергии, являясь сезонными электростанциями. Зимой их энер-
гоотдача резко падает: снежный покров и ледовые явления (лед и шуга), также как
и летнее маловодье и пересыхание рек, могут вообще приостановить их работу.
Поэтому во многих районах России мощность таких ГЭС рассматривается не в ка-
честве вытесняющей, а лишь дублирующей. В связи с этим малые ГЭС имеют пре-
имущественно локальное значение.
Помимо использования малых рек одним из интересных новых применений
мини- и микро ГЭС является их установка в питьевых водопроводах и технологи-
ческих водотоках предприятий, водосбросах ТЭЦ, а также на промышленных и ка-

177
нализационных стоках. Такая возможность может быть реализована в тех водото-
ках, где требуется применение гасителей давления. Вместо гасителей целесообраз-
на установка микро ГЭС, вырабатывающих электроэнергию для собственных нужд
производства или в сеть за счет избытка давления в водотоке.
Обычно микро ГЭС содержит в своей конструкции такие обязательные эле-
менты как гидротурбина, электромашинный генератор, система стабилизации вы-
ходного напряжения и ряд элементов, наличие и конструкция которых зависит от
типа и особенностей станции: определенные гидротехнические сооружения, запор-
ная арматура, балластные нагрузки и т.д.
В качестве гидродвигателей, преобразующих энергию потока в механиче-
скую энергию приводного вала генератора, в той или иной степени используются
все типы гидротурбин: поворотно-лопастные, радиально-осевые, импульсные, осе-
вые, турбины с горизонтальной и наклонной осями вращения и т.д.
Напорный трубопровод позволяет повысить энергию рабочего потока воды,
применять более эффективные типы гидротурбин реактивного типа. Мощность,
развиваемая гидротурбиной, определяется из выражения:
ТT
QH
Р


,
(5.3)
где: γ – вес единицы объема воды; Q – расход воды; Н – рабочий напор;  – угло-
вая частота вращения; T – полный КПД турбины.
Очевидно, что мощность гидротурбины с напорным трубопроводом не будет
зависеть от водного режима реки, если ее минимальный сток превышает количе-
ство воды, поступающей в трубопровод. Диаметр трубопровода и перепад высот
между его верхней и нижней точкой определяют расчетную мощность станции.
Трубопровод микро ГЭС может выполняться из стальных, бетонных, резино-
вых и других труб, широко применяемых в оросительных системах. Его стоимость
существенно зависит от рельефа местности, определяя целесообразность примене-
ния микро ГЭС, прежде всего в горных районах с большими уклонами русла реки.
Правильное использование рельефа местности, а также простейшие сооружения
типа деривационных каналов, во многих случаях, позволяют уменьшить длину, и
соответственно, и стоимость напорного трубопровода.
Следует отметить, что мощность и частота вращения гидротурбины опреде-
ляют расчетную мощность генератора, его массу, габариты и стоимость. В общем
случае эти параметры связаны соотношением:
2
1
Dl
P
AB





,
(5.4)
где: D – внутренний диаметр статора электрической машины; lδ – расчетная длина
воздушного зазора; Р – полная расчетная мощность;  – частота вращения; А – ли-
нейная нагрузка; Bδ – магнитная индукция в воздушном зазоре; σ – коэффициент
пропорциональности.
При относительно постоянных значениях расчетной мощности и электромаг-
нитных нагрузок генератора его объем, характеризующийся произведением D
2
lδ ,
определяется частотой вращения  . С этой точки зрения, быстроходные гидротур-
бины позволяют использовать генераторы, обладающие хорошими массогабарит-
ными показателями и низкой стоимостью.

178
В случае, когда частота вращения гидротурбины микро ГЭС мала (практиче-
ски менее 400 об/мин) целесообразно применение мультипликаторов. Это позволя-
ет добиться максимального КПД преобразования и минимальной массы установки
в целом.
Применительно к низконапорным микро ГЭС, преимущественное распро-
странение получили реактивные гидротурбины пропеллерного типа с номинальной
частотой вращения от 1000 до 3000 об/мин. Этот тип турбин позволяет исключить
мультипликатор из состава гидроэнергоустановки.
На рис. 5.6, в качестве примера, показаны экспериментальные мощностные и
механические характеристики нерегулируемой пропеллерной гидротурбины типа
К-245, диаметром 289 мм, при напоре Н = 9 м, для двух положений открытия
направляющего аппарата, а). Как видно из рис. 5.6 мощность, развиваемая гидро-
турбиной, равна нулю в двух случаях:
 при  = 0, когда происходит протекание воды, но нет вращения и, следова-
тельно, работа не совершается – энергия воды растрачивается на гидравлическое
сопротивление;
 при
у


, когда под действием напора воды турбина развивает макси-
мальные обороты, растрачивая энергию на гидравлические и механические сопро-
тивления. Угонная частота вращения у
 гидротурбины пропеллерного типа дости-
гает 2-2,5 номинальной частоты.
С уменьшением
открытия
направляющего аппарата мощность
турбины и максимальная частота
вращения уменьшаются, поскольку
падают расход воды и энергия по-
тока.
Следовательно, частота враще-
ния гидроагрегата может суще-
ственно изменяться в зависимости
от энергии рабочего потока воды и
колебаний величины мощности
нагрузки, уравновешивающей мощность, развиваемую гидродвигателем.
Очевидно, что особое внимание при создании микро ГЭС необходимо обра-
щать на системы стабилизации ее рабочих режимов.
Уравнение движения системы «гидротурбина–генератор» имеет вид:
m
Г
d
MMJ
dt

,
(5.5)
где: Mm – механический момент, развиваемый гидротурбиной; MГ – момент сопро-
тивления генератора; J – момент инерции вращающихся частей;  – угловая ча-
стота вращения гидроагрегата.
Статическая устойчивость системы «гидротурбина–генератор» и погреш-
ность стабилизации частоты ее вращения определяются суммарным коэффициен-
том саморегулирования микро ГЭС:
Рис. 5 .6 – Характеристики гидротурбины типа
К-245D=289мм,H =9м

179
т
Ге
е
е



;
(5.6)
Т.Н
Г
Г
Н
М
dM
е
d
;
(5.7)
m
т
Н
dM Mm
е
d
,
(5.8)
где: еГ, ет – коэффициенты саморегулирования генератора и гидротурбины соот-
ветственно; МГ.Н, МТ.Н
–
номинальные (расчетные) значения моментов генератора и
гидротурбины в точке номинального режима; Н
 – номинальная частота вращения
гидроагрегата.
Для устойчивой работы гидроагрегата суммарный коэффициент саморегули-
рования должен иметь положительное значение.
5.2 .2 Типы гидротурбин для микро ГЭС
По принципу действия все, используемые в микро ГЭС, типы гидротурбин
можно разделить на две группы: активные и реактивные.
Активные (свободноструйные) турбины используют преимущественно кине-
тическую энергию струи воды свободно вытекающей из сопла.
Реактивные (напорноструйные) турбины используют преимущественно по-
тенциальную часть энергии потока.
Простейшим типом гидротурбины активного типа является водяное колесо,
приводимое в действие энергией потока воды. Применялось с древнейших времен в
системах орошения в Египте, Индии, Китае и других странах, позднее – для приво-
да водяных мельниц, рабочих машин и механизмов мелких производств.
Различают три основных вида водяного колеса (рис. 5.7) для преобразования
гидроэнергии в энергию вращательного движения:
 наливное (верхнебойное), коэффициент полезного действия до 85%;
 среднебойное, коэффициент полезного действия до 75%;
 нория или подливное (нижнебойное) водяное колесо имеет коэффициент
полезного действия до 35%.
Рис. 5 .7 – Виды водяного колеса: а – верхнебойное; б – среднебойное; в – нижнебоиное
По конструкции они делились на нижнебойные (или подливные) и верхне-
бойные (или наливные). Нижнебойные колеса были наиболее простым типом водя-

180
ного двигателя. Они не требовали для себя строительства каналов или плотин, но в
то же время имели самый низкий КПД, так как их работа основывалась на доста-
точно невыгодном принципе. Этот принцип заключался в том, что подтекающая
под колеса вода ударяла в лопатки, заставляя их вращаться.
Таким образом, в подливных колесах использовалась только сила напора во-
ды. Более рациональны с энергетической точки зрения были наливные колеса, в
которых использовался еще и вес падающей воды. Устройство наливного колеса
также было очень просто. Как видно из рис. 5.7, а , по ободу большого колеса или
барабана приделывался ряд ковшей. Вода сверху из желоба наливалась в верхний
ковш. Наполненный водой ковш становился тяжелее, опускался вниз и тянул за со-
бой весь обод. Колесо начинало вращаться.
На место опустивщегося ковша становился следующий ковш. Он тоже
наполнялся непрерывно текущей водой и начинал опускаться. На его место прихо-
дил третий, потом четвертый и так далее. Когда ковши доходили до нижней точки
обода, вода из них выливалась.
При прочих равных условиях мощность верхнебойных колес была выше, чем
у нижнебойных, но зато эти колеса имели большие габариты и невысокую скорость
вращения. Кроме того, для их эффективной работы требовалось создавать значи-
тельный перепад воды, то есть строить каналы, плотины и прочие дорогостоящие
сооружения.
Любое водяное колесо насаживалось на вал, который вращался вместе с ко-
лесом, а от него вращение передавалось дальше к той машине, которую хотели
привести в действие. В древности и средневековье такие двигатели широко исполь-
зовали в самых разных отраслях производства, где с их помощью приводили в
движение молоты, воздуходувные мехи, насосы, ткацкие машины и другие меха-
низмы.
В совершенствовании водяного колеса наблюдаются две основные тенден-
ции. Одна – собственно улучшение показателей колеса (за счет оптимизации кон-
струкции ферм, лопастей, механизмов передачи энергии, расположения по отноше-
нию к потоку, применения современных материалов и т.п.), другая – принципиаль-
ное изменение представлений о колесе.
Ленточное колесо (рис. 5.8, б) оказывается более компактным, требует мень-
ше материалов, менее подвержено воздействию атмосферы. Подобное устройство
может быть установлено в потоке на понтонах с таким расчетом, чтобы нижние
лопасти входили в воду, а верхние оставались «сухими». Эффективность преобра-
зования скоростного напора повышается за счет того, что сразу несколько лопастей
оказываются под воздействием потока. Однако, простое увеличение числа лопастей
ленточного колеса не приведет к существенному увеличению момента на валах.
На базе ленточного колеса созданы устройства, полностью погружаемые в
толщу потоков (рис. 5.8, в, г). Для таких устройств предлагается несколько спосо-
бов уменьшения сопротивления движению ленты во время холостого хода. Это и
сооружение воздушной камеры над колесом и применение различных вариантов
механизмов складывания лопастей.
Активные гидротурбины. К активным турбинам относятся ковшовая (тур-
бина Пельтона), двукратная и др.

181
Принцип работы водяного колеса реализован в современной ковшовой тур-
бине Пелтона, рис. 5.9. Эта турбина была изобретена в конце 19 века американцем
Пелтоном, в честь которого она и была названа.
Турбина Пелтона (ковшо-
вая турбина) принадлежит к
типу импульсных турбин, где
имеющийся напор воды пре-
образуется в кинетическую
энергию на внешнем диамет-
ре колеса при атмосферном
давлении.
Практическое
применение турбина Пелтона
находит при высоте напора
воды более 40 м.
Принцип работы ковшо-
вой турбины основан на том,
что струя воды, обладающая
значительной кинетической
энергией, поступает из водо-
вода и воздействует последо-
вательно на ковши рабочего колеса турбины (рис. 5.9). Ковш турбины имеет вы-
ступ в виде ножа, который разделяет струю и обеспечивает ее разворот на 180°.
При этом создается давление на ковш, приводящее к вращению рабочего колеса.
Скорость струи до воздействия с ковшом обусловлена напором воды H и определя-
ется по формуле
расп
gH
v
2

,
(5.9)
Рис. 5.9 – Турбина Пелтона [http://www.koessler.com/sites/default/files/styles/]
где: Hрасп – располагаемый напор, высота от свободной поверхности жидкости до
оси погружения сопла, рис. 5.10.
После взаимодействия с ковшом относительная скорость струи:
u
v
vот


,
(5.10)
Рис. 5 .8 – Эволюция водяного колеса:
а – колесо-прототип; б – ленточное колесо на плавучем
основании; в – ленточное колесо в толще потока;
г – ленточное колесо со складными лопастями

182
где: u – скорость вращения ковша.
Если не учитывать потери на трение, то скорость струи на выходе из ковша
v
u
u
v
u
v
u
v
от







2
'
.
(5.11)
Тогда разность ско-
ростей струи до и после
ковша:
)
(2
'
u
v
u
u
u





.
(5.12)
Воспользуемся зако-
ном механики об изме-
нении количества дви-
жения: импульс внеш-
них сил равен импульсу изменения количества движения:
vm
Ft

.
(5.13)
Тогда:
G
u
v
mt
u
v
t
vm
)
(2
)
(2
/





,
(5.14)
где: G – массовый расход.
Мощность, совершаемая этой силой, определяется по формуле:
u
u
v
G
Fu
N
)
(
2


.
(5.15)
Установим, при каком значении скорости движения ковша мощность турби-
ны будет максимальной.
0
)
2
(
2



u
v
G
du
dN
.
(5.16)
Тогда, u = v/2, а максимальная мощность
2
2/1 Gv
Nax
m

.
Расход жидкости через сопла равен:

vSm
G
,
(5.17)
где: S – площадь сечения сопла; m – количество сопел; ρ – плотность жидкости.
Тогда:
2/3
max
)
2(
2
1
gH
mS
N



,
(5.18)
где: η – КПД турбины.
Конструктивные формы ковшовых турбин в значительной степени зависят от
площади сечения сопла и от общего числа сопел, т.е. числа действующих струй.
Увеличение числа струй приводит к соответственному увеличению мощности и
частоты вращения турбины при сохранении диаметра рабочего колеса, а также
предоставляет дополнительные возможности для регулирования расхода и сохра-
нения высокого КПД при частичных нагрузках. Однако количество сопел и пло-
щадь их сечения ограничено расходом источника жидкости и размерами турбины.
В горизонтальных турбинах используют схемы с одной и двумя струями. В
вертикальных турбинах, применяя охватывающий спиральный водовод, легко осу-
ществить различное количество отводов и струй, например две или четыре, а ино-
гда и нечетное число. Ковшовые турбины малых ГЭС имеют, как правило, одно
Рис. 5 .10 – Горизонтальный моноблочный агрегат
с односопловой ковшовой турбиной

183
рабочее колесо. Наиболее часто гидравлическую турбину применяют для выработ-
ки электроэнергии и присоединяют ее к генератору. Экономичнее не использовать
редукторов, поэтому выбирают частоту вращения турбины равной стандартной ча-
стоте вращения генератора. Тогда радиус размещения центра ковша рабочего коле-
са определяется через его линейную скорость вращения n = /(2)
n
gH
v
u
R
расп



4
2
2



.
(5.19)
Сопло водовода имеет круглое сечение радиусом

/S
r
, тогда:
2/3
max
)
2(
2
gH
m
N
r
пол



.
(5.20)
Определяющим параметром ковшовой турбины является отношение радиуса
сопла к радиусу турбины. На практике используются колеса с размерами лопасти r
/ R = 1/12, так как при больших размерах лопасти ухудшаются условия их обтека-
ния. Регулирование расхода воды ковшовой турбиной осуществляется при простом
регулировании с помощью оборудованного игольчатым затвором сопла, а при
двойном – соплом и дефлектором (отклонителем струи). Ковшовые турбины при-
меняют для напоров 80-1200 м, что с учетом изменения расхода воды в схемах ма-
лых ГЭС в пределах 0,02-5 м
3
/с, обеспечивает единичную мощность агрегатов 50-
10000 кВт. Активные гидротурбины, в частности ковшовые, можно достаточно эф-
фективно использовать и при относительно небольших напорах 20-80 м, особенно
когда содержащиеся в воде твердые частицы приводят к быстрому износу элемен-
тов проточной части.
Конструктивные формы ковшовых турбин в значительной степени зависят от
площади сечения сопла и от общего числа сопел, т.е. числа действующих струй.
Увеличение числа струй приводит к соответственному увеличению мощности и
частоты вращения турбины при сохранении диаметра рабочего колеса. Это предо-
ставляет дополнительные возможности для регулирования расхода и сохранения
высокого КПД при частичных нагрузках. Однако количество сопел и площадь их
сечения ограничено расходом источника жидкости и размерами турбины.
Ремонтировать и заменять детали у ковшовых турбин гораздо проще, чем в
реактивных турбинах. Однако лопасти у ковшовых турбин работают в очень тяже-
лых условиях. В отличие от реактивных турбин, у которых нагрузка, воспринимае-
мая лопастями рабочего колеса, от потока в процессе вращения практически не ме-
няется, в ковшовых турбинах лопасть нагружается максимальной силой от давле-
ния воды только тогда, когда она проходит через струю, а затем нагрузка снимает-
ся. Таким образом, лопасти работают в условиях переменной нагрузки, которая вы-
зывает усталостные явления в металле и способствует расшатыванию, расслабле-
нию крепления.
Другим типом активных турбин является наклонно-струйная турбина Тюрго
–
Turgo (рис. 5.11), которая используется на высокие напоры от 30 до 400 м.
В начале 20-го века профессором Будапештского университета Донатом Бан-
ки была изобретена двухкратная турбина поперечного течения. Главной особенно-
стью турбины «Банки» (рис. 5 .12) является двойное преобразование энергии, кото-

184
рое происходит во время «попадания» воды на лопасти на входе и выходе из поло-
го ротора.
Рис. 5 .11 – Наклонно-струйная турбина Tugro
Во время работы колесо турбины заполнено водой неполностью. Поток, по-
ступающий из подводящего устройства, попадает на рабочее колесо и, протекая от
периферии к центру, отдает около 70-80% полезной энергии. Лопасти колеса имеют
такую форму, что при сходе поток обладает еще значительной кинетической энер-
гией. Двигаясь внутри колеса, он вновь попадает на лопасти изнутри и при центро-
бежном течении отдает еще около 20-30% энергии. Таким образом, струя воды
проходит через лопастную решетку рабочего колеса 2 раза. Двукратная турбина
является активной, ее можно использовать для широкого диапазона напора.
КПД двукратной турбины в широ-
ком диапазоне изменения расхода до-
статочно высок. Максимальный КПД у
крупных агрегатов достигает 84-88%.
Турбина обладает очень пологой харак-
теристикой. Это дает существенное
преимущество для малых гидроэнерге-
тических установок, у которых может в
течение нескольких месяцев сильно
уменьшаться сток реки.
Двукратные турбины обладают ря-
дом положительных качеств: конструк-
тивная и технологическая простота де-
лает турбину относительно дешевой;
высокий КПД (выше 80%) находится в
широком диапазоне расходов; полная
автоматизация и простота обслуживания; гарантируемый срок надежной работы
около 30-40 лет. Все это позволяет считать двукратные турбины конкурентоспо-
собными по отношению к турбинам других типов.
Рис. 5 .12 – Поперечно-струйная турбина
Банки

185
В современных микро ГЭС турбины поперечно-струйного течения исполь-
зуются при напорах от 2 до 100 м.
Реактивные гидротурбины. В отличие от активной турбины, где струя воз-
действует на лопасти периодически, в реактивной турбине жидкость воздействует
на лопасти постоянно. По виду рабочего колеса реактивные турбины делятся на
осевые (напор до 30 м), диагональные (напор от 40 до 200 м), радиально-осевые
(напор от 80 до 700 м).
Основными элементами реактивной турбины (рис. 5.13) являются рабочее
колесо 1, статор турбины 2, направляющий аппарат 3, отсасывающая труба 4.
Рис. 5 .13 – Различные виды реактивных турбин: а – осевая; б – диагональная;
в – радиально-осевая
Статор турбины представляет собой ряд колонн с вытянутой обтекаемой
формой поперечного сечения. Основное назначение статора – воспринимать
нагрузки, вызываемые весом устройств и давлением воды. Направляющий аппарат
состоит из направляющих управляемых лопаток. Направляющий аппарат создает
необходимое давление потока перед рабочим колесом, а также с его помощью осу-
ществляется регулирование пропускаемой турбиной расхода жидкости.
Рабочее колесо предназначено для восприятия силового воздействия прите-
кающего потока жидкости. Основным элементом рабочего колеса являются лопа-
сти и втулка, на которой крепятся лопасти. Особенностью рабочих колес некото-
рых турбин является возможность на рабочем ходу поворачивать лопасти рабочего
колеса (изменять угол установки лопастей).
Угол установки лопастей изменяется в зависимости от открытия направляю-
щего аппарата и от действующего напора, таким образом, чтоб достичь максималь-
ного значения КПД турбины. Это дает большие энергетические преимущества, но в
то же время приводит к значительному усложнению конструкции.
Отсасывающая труба представляет собой расширяющийся диффузорный во-
довод, по которому вода от рабочего колеса отводится в нижний канал. Отсасыва-
ющие трубы делятся на прямоосные (конические, раструбные, с переходом) и изо-
гнутые. Уменьшение скорости воды по длине отсасывающей трубы позволяет по-
высить КПД и мощность турбины. Коэффициент полезного действия, или коэффи-
циент восстановления отсасывающей трубы, определяется отношением:
2
2
2
3
2
2
2
v
h
g
v
v
Отс
Отс
Отс





,
(5.21)
где: v2 – скорость потока после турбинного колеса; v2 – скорость потока в выходном
сечении отсасывающей трубы;  hОтс – суммарные потери напора в трубе.

186
Потери в отсасывающей трубе определяются двумя факторами: трением о
стенки, которое имеет сравнительно малое значение, и вихревыми потерями, вызы-
ваемыми диффузорностью отсасывающей трубы. Для обеспечения безотрывного
движения, при котором потери напора минимальны, угол конусности в отсасыва-
ющей трубе устанавливают не более 12-14°. Для отсасывающих труб достаточно
большой длины значение КПД достигает 80-85%.
Осевые турбины на малых ГЭС применяют для напоров 1-30 м. Конструк-
тивное исполнение осевых турбин определяется многими факторами, к числу кото-
рых, прежде всего, относятся: компоновка агрегата, форма подвода и тип отсасы-
вающей трубы. Компоновка агрегата бывает вертикальная, горизонтальная и
наклонная. В диапазоне напоров до 6 м широко применяют классические верти-
кальные турбины, устанавливаемые в открытых турбинных камерах.
В качестве примера на рис. 5.14 изображена конструкция стандартной «труб-
ной» осевой турбины с кожуховым фронтальным подводом воды к рабочему коле-
су турбин, широко применяемой при напорах 10-30 м. Вода к кожуховой турбин-
ной камере подводится по напорному трубопроводу, заканчивающемуся дисковым
затвором. В пределах камеры происходит изменение направления потока с гори-
зонтального на вертикальное.
Для уменьшения гидравли-
ческих потерь при повороте по-
тока камера имеет увеличенное
по сравнению с трубопроводом
поперечное сечение, и внутри
ее установлена струенаправля-
ющая профилированная решет-
ка. Турбина имеет конический
направляющий аппарат. От ра-
бочего колеса вода отводится
по изогнутой отсасывающей
трубе. Вертикальные компонов-
ки агрегатов обеспечивает рав-
номерное воздействие жидкости
на все лопасти рабочего колеса,
позволяет напрямую (без муль-
типликатора) вывести генератор
на верхние этажи здания ГЭС и
тем самым упростить здание,
уменьшить его габаритные размеры и снизить стоимость.
Эффективными в низконапорных малых ГЭС являются горизонтальные тур-
бины, разнообразные конструкции которых были разработаны сравнительно недав-
но и получили широкое распространение. На рис. 5.15 изображена горизонтальная
турбина с отсасывающей трубой характерной S-образной формы, дающей возмож-
ность вывести горизонтальный вал турбины в помещение, в котором размещается
генератор.
Рис. 5 .14 – Вертикальная осевая турбина с
кожуховым подводом воды к рабочему колесу:
1 – напорный трубопровод; 2 – генератор; 3 – вал;
4 – направляющий аппарат; 5 – рабочее колесо;
6 – отсасывающая труба

187
Главной особенностью этих турбин является практически прямоосное дви-
жение воды через проточный тракт, что дает возможность упростить конструкцию
здания ГЭС, уменьшить расстояние между агрегатами и резко сократить объемы
строительных работ. Минимальные повороты и прямоосное движение воды обес-
печивают, кроме того, снижение гидравлических потерь, увеличение пропускной
способности и повышение КПД турбины, особенно при больших расходах. В ре-
зультате такие турбины развивают на 10-15% большую мощность, чем вертикаль-
ные того же размера.
Для уменьшения габа-
ритной ширины и улуч-
шения доступа к электри-
ческой части агрегата ге-
нератор можно располо-
жить вертикально, подсо-
единив его к валу турби-
ны через мультиплика-
тор. Возможна и наклон-
ная компоновка агрегата.
В этом случае поток по-
ворачивает на 40-60°.
В горизонтальных аг-
регатах отсутствует осевая сила, вызванная массой вращающихся частей, благодаря
чему имеется возможность использования стандартных серийно выпускаемых ге-
нераторов. Недостатком таких компоновок является повышенная высота отсасыва-
ния, появляющаяся в тех случаях, когда генератор необходимо разместить выше
максимального уровня воды в нижнем бьефе, рис. 5.16.
Рис. 5 .16 – Вариант компоновки горизонтальной турбины [http://blog.rushydro.ru/
wp-content/uploads/2011/11/P1130042.jpg]
При малых напорах воды в микро ГЭС используют реактивные турбины про-
пеллерного типа, наиболее известной из которых является турбина Каплана, рис.
5.17.
Рис. 5 .15 – Горизонтальная «трубная» осевая турбина
с S-образной отсасывающей трубой: 1 – капсула;
2 – подшипник; 3 – направляющий аппарат; 4 – рабочее
колесо; 5 – вал; 6 – мультипликатор; 7 – муфта;
8 – генератор; 9 – отсасывающая труба

188
Рис. 5 .17 – Пропеллерная осевая турбина
Каплана [http://novostienergetiki.ru/
wp-content/uploads/2012/12/povoritno-
lopastnie-gidroturbiny.jpg]
В турбине Каплана вода попадает на направляющие лопасти, а затем течет
вдоль оси винта (такой тип турбин еще называют осевыми). Важным достоинством
турбины Каплана является высокая скорость вращения винта, которая вдвое боль-
ше скорости потока воды. Другой положительной особенностью этого типа турбин
является возможность регулирования их производительности за счет изменения
открытия направляющего аппарата и поворота лопастей винта. Турбины Каплана
применяют при напорах от 1 м до 30 м.
При относительно больших напорах воды (30-250 м) применяют другой тип
реактивных турбин, получивших название турбины Френсиса.
Рабочее колесо турбины Френсиса полностью погружено в воду, а давление и
скорость воды уменьшаются в процессе ее прохождения через турбину, рис. 5.18.
Вода течет радиально по кольцевому каналу, который окружает рабочее колесо
турбины, между неподвижными лопастями, направляющими поток воды.
Рис. 5 .18 – Радиальная турбина Френсиса [http://russian.balenciagadz.com/photo/pl6016293]
Рабочее колесо турбины имеет искривленные лопасти, на которые попадает
вода. Направляющие лопасти устроены таким образом, что энергия потока воды

189
эффективно трансформируется во вращательное движение рабочего колеса. Как и в
турбине Каплана за счет изменения угла атаки направляющих лопастей можно ре-
гулировать производительность турбины Френсиса.
Каждый тип гидротурбин соответствует определенному диапазону напора и
расхода воды и имеет свою преимущественную область применения, рис. 5.19.
В отличии от ГЭС большой мощности, где для каждой станции гидротурбина
проектируется по индивидуальному проекту, для микро ГЭС такой подход пред-
ставляется экономически нецелесообразным. Стремление к максимальному упро-
щению конструкции станции и сокращению капитальных вложений в основное
оборудование привели к тому, что в микро ГЭС все большее распространение
находят насосы, работающие в турбинном режиме.
Большинство насосов могут
работать в реверсивном режиме
так же эффективно, как и турби-
ны. Благодаря разнообразной
номенклатуре насосов, выпуска-
емых отечественной промыш-
ленностью (напоры от 0 до не-
скольких сотен метров, расходы
0,02-5 м
3
/с), практически для
любого водотока в месте уста-
новки конкретной микро ГЭС
можно подобрать серийный
насос. При этом из-за крупносе-
рийного производства насосов,
его стоимость будет значительно
ниже, чем гидротурбина с анало-
гичными техническими характе-
ристиками. С точки зрения эко-
номических затрат наиболее эф-
фективны для применения в
микро ГЭС стандартные центро-
бежные насосы, отличающиеся
максимальной простотой и надежностью в эксплуатации.
Для обеспечения номинальной производительности насоса при его работе в
турбинном режиме, требуются несколько большие скорость потока и напор, чем
аналогичные показатели характерные для работы оборудования в насосном режи-
ме. Главная причина этого различия связана с гидравлическими потерями.
Так как насосы проектируются для работы с постоянной скоростью, напором
и потоком, в отличие от традиционных турбин, у большинства насосов отсутствуют
гидравлические устройства, контролирующие величину потока. В связи с этим при
частичной нагрузке эффективность работы насоса существенно ниже, чем у гидро-
турбин, имеющих эффективное гидравлическое управление – поворотные направ-
ляющие лопатки, сопла или рабочие лопасти. Соответственно, если насос исполь-
Рис. 5 .19 – Область применения гидротурбин [shf-
sfu.ru›upload/2012/file...doc...rusgidro_02 .03 .70]

190
зуются в потоке, который ниже его проектной максимальной величины, происхо-
дит относительно быстрое уменьшение его КПД.
Оптимизацию условий работы насоса в турбинном режиме несложно выпол-
нить с помощью простейших гидротехнических сооружений, например напорного
трубопровода и системы стабилизации электрической мощности гидроагрегата, что
обеспечивают системы автобалластного типа. Грамотный выбор типоразмера насо-
са для микро ГЭС и стабилизация его рабочего режима позволяют оснастить стан-
цию недорогим, надежным гидродвигателем, который обеспечивает КПД преобра-
зования энергии на уровне 70-75%.
5.2.3 Выбор места установки электростанции
Первичным энергоносителем для микро ГЭС является поток воды, мощность
которого достаточно стабильна во времени и определяется его напором и расходом.
Однако для большинства водных потоков напор и расход не остаются неизменны-
ми в течение длительного периода времени, а в значительной мере зависят от кли-
матических, ландшафтных, временных и других условий.
Особо значение в этих условиях приобретает выбор рационального места
размещения проектируемой электростанции, от которого во многом будут зависеть
величина капитальных вложений в проект и себестоимость вырабатываемой элек-
троэнергии.
При выборе рационального места размещения микро ГЭС и «привязки» его к
местности, как правило, приходится решать сложную многофакторную задачу, свя-
занную с определением количества энергии, которое возможно получить при ис-
пользовании данного водотока и его достаточность для удовлетворения нужд по-
требителей; напор или высоту падения, которым располагает данный источник во-
ды; количество воды, доступное для генерирования электроэнергии; размеры
напорного трубопровода; расстояния и мощности, передаваемые по линиям элек-
тропередач от генератора к потребителям и т.п.
Большинство, описанных выше факторов, оказывают непосредственное вли-
яние друг на друга и определяют экономическую целесообразность проекта.
При выборе месторасположения станции на местности необходимо учиты-
вать, что капитальные затраты на микро ГЭС существенно зависят от используемо-
го напора воды. Высоконапорные микро ГЭС типичные для горных областей;
обычно намного дешевле низконапорных станций. Напорный трубопровод позво-
ляет повысить энергию рабочего потока воды, применять более эффективные типы
гидротурбин реактивного типа.
Мощность гидротурбины с напорным трубопроводом не будет зависеть от
водного режима реки, если ее минимальный сток превышает количество воды, по-
ступающей в трубопровод. Диаметр трубопровода и перепад высот между его
верхней и нижней точкой определяют расчетную мощность станции. Его стоимость
существенно зависит от рельефа местности, определяя целесообразность примене-
ния микро ГЭС, прежде всего в горных районах с большими уклонами русла реки.
Правильное использование рельефа местности, а также простейшие сооружения, во
многих случаях, позволяют уменьшить длину и стоимость трубопровода.

191
Благодаря неодинаковой устойчивости подстилающих горных пород к раз-
мыву, тектоническим движениям и многим другим факторам большинство рек
имеют изломанную форму продольного профиля. Поэтому даже для многих рав-
нинных рек имеются локальные участки с аномальными уклонами поверхности,
благоприятными для размещения гидравлических станций. Установка Микро ГЭС
на таких участках реки, как правило, является экономически оправданной. Если
локальные возможности по созданию напора не превышают величину в один метр,
установка гидроэнергетической системы, вероятно, будет нецелесообразной.
Сток (расход воды) большинства рек значительно варьируется по сезонам го-
да. Поэтому при определении локальных характеристик расхода воды, доступного
для выработки электроэнергии, необходимо ориентироваться на засушливые сезо-
ны, соответствующие минимальным стокам данного водотока.
Во многих странах мира строго регулируются вопросы, связанные с исполь-
зованием, управлением и изменением стока рек. Любое изменение русла реки или
берега может повлиять на качество воды или среду обитания живой природы, неза-
висимо от того, находится река на частной территории или нет. В связи с этим при
выборе места строительства микро ГЭС нужно стремиться использовать не более
10% от имеющегося минимального потока.
Для определения технических и экономических критериев эффективности
электроснабжения от микро ГЭС из кадастра гидроэнергетических ресурсов долж-
ны быть определены следующие основные показатели для предполагаемого места
установки станции:
 средний уклон реки, ΔН (м/км);
 средний расход воды водотока в период летней межени, Q (м
3
/с);
 средняя скорость течения в период летней межени, V (м/с);
 число часов в году с открытым руслом, ч.
По этим данным можно предварительно рассчитать возможности станции по
выдаваемой мощности и количеству вырабатываемой электроэнергии. На следую-
щем этапе выбирается рациональное место установки микро ГЭС на местности с
учетом представленных выше соображений. Производится тщательное исследова-
ние русла водотока и технические исследования благоприятных факторов для воз-
ведения надежных и эффективных гидротехнических сооружений.
При определении напора необходимо учитывать полный (статический) напор
и рабочий (динамический) напор. Полный напор – это расстояние по вертикали
между верхней точкой подводящей трубы (отметки водозаборника) и точкой, где
вода освобождается из турбины.
Рабочий напор – это полный напор минус давление или гидравлические по-
тери, связанные с трением и явлением турбулентности в трубопроводе.
Эти потери зависят от типа, диаметра, длины трубы, количества изгибов и
колен. Величину полного напора Нполн можно использовать только для приблизи-
тельной оценки мощности электростанции, для определения реальной мощности
необходимо использовать данные по рабочему напору:
доп
тр
полн
h
h
H
H



,м
(5.22)
где: hтр – потери на трение в водоводе; hдоп – дополнительные или местные потери,
связанные с засорением водозабора, задвижках, клапанах и т.д .

192
Величину потерь напора на трение в водоводе можно определить:
JL
hтр

,м
(5.23)
где: J − гидравлический градиент; L − длина водовода, м.
Для определения гидравлического градиента можно использовать следую-
щую практическую формулу:
n
m
D
V
J

,
(5.24)
где: V – скорость потока, м; D – диаметр водовода, м; a, n, m − коэффициенты мате-
риала, из которого изготовлен водовод (учитывают шероховатость поверхностей
стенок и защиты внутренних поверхностей):
a
n
m
Стальная труба
0,885
1,8
1,17
Бетонная труба
0,917
2,0
1,25
В водоводах закрытого типа для расчета потерь на трениерекомендуется ис-
пользовать уравнение Дарси-Вейсбаха:
g
V
R
L
f
hтр
2
4
2


,м
(5.25)
где: R – гидравлический радиус (в метрах); V – средняя скорость потока, м/с; f –
безразмерный коэффициент (приводится в гидрологических таблицах, в зависимо-
сти от степени шероховатости водовода и числа Рейнольдса).
Дополнительные или местные потери в водоводе определяются:
g
V
h
x
доп
2
2


,м
(5.26)
Значения коэффициента εх приводятся в справочниках (потери на сгибах,
сужениях и т.д.)
Для определения полного напора воды можно использовать множество раз-
нообразных методов, самым простым из которых является метод «шланга/трубы».
Для использования этого метода требуются простой набор инструментов: шланг
малого диаметра или другой гибкий трубопровод, и рулетка. Нужно растянуть
имеющийся шланг или трубу вниз по руслу реки от точки предполагаемого водоза-
бора и опустить его в воду. Подняв нижний конец шланга до уровня, пока из него
не перестанет вытекать вода, нужно измерить вертикальное расстояние между кон-
цом шланга и поверхностью воды. Получим величину статического напора для
участка водотока между верхним и нижним концом измерительного приспособле-
ния. Если длины шланга недостаточно для измерения полного перепада высот
между предполагаемыми точками установки водозабора и турбины, процедуру
можно повторить, и получить величину полного статического напора простым
суммированием результатов измерений.
Для измерения расхода воды также существует несколько методов. Для не-
больших водотоков, при расходах до 5 л/с, обычно применяют метод «ведра». Для
использования этого метода необходимо запрудить водяной поток подручными
средствами и направить его в емкость известного объема. При помощи секундоме-

193
ра нужно определить время, которое потребуется для заполнения емкости, и рас-
считать расход воды в единицу времени. Для повышения достоверности получен-
ных результатов процедуру измерения необходимо повторить несколько раз.
Для более крупных водотоков можно использовать метод «профильного се-
чения». Для определения расхода воды этим методом лучше всего подойдет уча-
сток реки с прямым руслом и максимально одинаковой глубиной и шириной. С по-
мощью измерительного шеста и рулетки нужно построить и рассчитать профиль-
ное сечение потока в месте измерения. Затем при помощи тяжелого поплавка и се-
кундомера определяется скорость потока. Простое умножение полученных в ре-
зультате измерений результатов: средней скорости водотока и площади его попе-
речного сечения позволит определить расход воды в единицу времени.
По полученным в результате измерений значениям напора и расхода воды
можно предварительно рассчитать ожидаемую мощность проектируемой микро
ГЭС и выбрать по каталогам основное гидротехническое и электротехническое
оборудование. Для предварительных расчетов можно принять значение КПД на
уровне 50-60% с учетом потерь энергии в водоводе, турбине и генераторе.
При выполнении расчетов нужно учитывать, что малонапорные тихоходные
водяные колеса гораздо менее эффективны, чем скоростные высоконапорные тур-
бины. Общий КПД системы может варьироваться от 40 до 70%, а в хорошо спроек-
тированной станции величина КПД может достигать более75%.
Для определения мощности микро ГЭС можно воспользоваться номограм-
мой, приведенной на рис. 5.20.
Как правило, микро ГЭС не
требуют возведения сложных
гидротехнических сооружений
–
плотин. Поэтому их турбины
устанавливаются либо в сво-
бодном потоке воды, либо в
специальном напорном трубо-
проводе. Для работы в свобод-
ном потоке воды применяют, в
основном, гидротурбины ак-
тивного типа, типичным при-
мером которых могут служить
водяные мельницы. Достоин-
ством активных турбин явля-
ется их максимальная просто-
та и относительная жесткость
механических характеристик.
Тем не менее, низкая частота
вращения и малый коэффици-
ент полезного действия актив-
ных гидродвигателей ограни-
чивают их применение в гид-
роэнергетике.
Рис. 5 .20 – Номограмма для определения мощности
микро ГЭС

194
5.3 Оборудование малой гидроэнергетики
Прямоточная турбина (рис. 5.21, табл. 5.1) для использования в составе
гидроагрегатов, устанавливаемых на равнинных водотоках с напором 3-15 м для
обеспечения электроэнергией автономных потребителей и работы в составе энерго-
системы.
Гидротурбины данного типа мо-
гут комплектоваться синхронными
генераторами или серийными асин-
хронными двигателями (при мощ-
ности гидроэнергоагрегата до 100
кВт).
Регулируемый
направляющий
аппарат с электромеханическим
приводом в турбинах серии Т-2
обеспечивает оптимальное управ-
ление агрегатами по мощности и водотоку. Отсутствие маслосистемы высокого
давления обеспечивает экологическую чистоту агрегата.
Таблица 5.1
–
Техническая характеристика прямоточных турбин фирмы
«МАГИ-Э».
Модель
Мощ-
ность,
кВт
Напор,
м
Расход,
м
3
/с
Частота
враще-
ния, мин
-1
Габаритные
размеры, м
Масса,
кг
Т1-50/600-А
30
3,5
1,3
600
3,51,21,0 1500
Т1-50/600-Б
45
5
1,2
600
3,51,21,0 1500
Т1-50/600-В
35
5
0,9
600
3,51,21,0 1500
Т1-50/750-А
55
5
1,45
750
4,01,51,2 1800
Т1-50/750-Б
75
7
1,4
750
4,01,51,2 1800
Т1-50/750-В
90
9
1,3
750
4,01,51,2 1800
Т2-65/1000-А 200-300 6-12 1,45-2,35
1000
6,02,51,5 7000
Т2-65/750-Б 100-200 7-16 1,10-2,55
750
6,02,51,5 6800
Т2-65/600-В 75-160 7-10
0,95-2,7
600
5,52,01,5 6200
Т2-65/500-Г
75-125
4-7
1,35-2,65
500
5,52,01,5 6000
Бесплотинная микро ГЭС (рис. 5.22) предназначена для использования в
качестве автономного источника энергоснабжения, преобразующего энергию вод-
ного потока в электрическую, на реках и ручьях со скоростью потока не менее 2 м/с
и расходом не менее 1 м
3
/с. Может эксплуатироваться и на замерзающих водоемах
при условии размещения ниже глубины промерзания.
Рис. 5 .21 – Прямоточная турбина

195
Рис. 5 .22 – Вариант бесплотинной микро ГЭС Малая ГЭС «Дубой» на Днепро-Бугском
канале [ https://lh3.googleusercontent.com/]
Микро ГЭС производства МНТО «ИН-СЭТ» (табл. 5.2) предназначены для
использования в качестве источника электроэнергии для деревень, хуторов, дачных
поселков, фермерских хозяйств, а также мельниц, хлебопекарен, небольших произ-
водств в отдаленных, горных и труднодоступных районах, удаленных от линий
электропередач.
Выпускаются микро ГЭС с пропеллерными, диагональными и ковшовыми
турбинами.
Таблица 5.2 – Техническая характеристика микро ГЭС с пропеллерными
турбинами
Микро ГЭС
10 Пр
10 Пр
50 Пр
15 Пр
50 Пр
Мощность, кВт
0,6-4,0 2,2-10,0 1,3-5,0 3,5-15,0
10,0-
50,0
Напор, м
2,0-4,5 4,5-8,0 1,75-3,5 3,5-7,0 4,0-10,0
Расход воды, м
3
/ч
0,07-
0,14
0,10-
0,21
0,10-
0,20
0,15-
0,30
0,36-0,8
Частота вращения,
мин
-1
1000
1500
1000
1500 600/750
Номинальное напря-
жение, В; частота то-
ка, Гц
230/50 230/50 230/50 230/50 230/50

196
6 ЭНЕРГИЯ ПРИЛИВОВ И ОТЛИВОВ
Уровень воды на морских побережьях в течение суток неоднократно меняет-
ся. Основные периоды этих колебаний – суточные, продолжительностью около 24
ч, и полусуточные – около 12 ч 25 мин.Такие колебания особенно заметны в зали-
вах и устьях рек, впадающих в море. Морские приливы и отливы возникают от вза-
имодействия космических сил системы Земля-Луна-Солнце приводящие в действие
огромные массы воды в Мировом океане. В результате в одних местах Земли через
каждые 12 ч 25 мин, а в других через 24 ч 50 мин волна приливов наступает на бе-
рег и плавно повышает около него уровень воды. При этом амплитуда колебаний
уровня моря достигает максимума(сизигия) при расположении Земли, Луны и
Солнца на одной прямой, а минимума (квадратуры) – при их расположении в вер-
шинах треугольника, образуемого этими космическими телами.
Уровень прилива в зависимости от взаиморасположения указанных космиче-
ских тел, формы береговой линии и рельефа дна колеблется от нескольких санти-
метров во внутриматериковых морях (Черное, Балтийское, Средиземное и др.) до
многих метров в вершинах воронкообразных заливов, открытых в сторону океана.
Наивысший прилив (19 м) наблюдается на берегах залива Фанди (Канада), у
северо-западных берегов США – 10 м, в Южной Америке (Аргентина, Галетос) –
11 м, в Англии (Бристоль) и Франции (Сен-Мало) – 14 м, а также у берегов Австра-
лии, Индии, Китая, Кореи – до 10 м. У берегов России высокие приливы наблюда-
ются в Пенжинском (до 13,4 м) и Тугурском (до 10 м) заливах в Охотском море и
Мезенском заливе (до 10 м) в Белом Море.
Еще в XI-XII веках на побережье Франции, Англии и Шотландии существо-
вали мельницы, использовавшие энергию приливов. А в Великобритании в устье р.
Дебен и сейчас работает мельница, первые упоминания о которой имеются в запи-
сях Вудбриджского прихода, датированных 1170 г. Эти мельницы устраивались
путем перекрытия дамбами, в которых располагались мельничные колеса, неболь-
ших бухт. Мельничные колеса действовали при опорожнении бухт в отлив. Анало-
гичные мельницы существовали и у русских поморов в XVI веке, а в XVIII веке в
Архангельске работало даже несколько приливных лесопилок. В США и сейчас
еще на лесопилках имеются приливные установки.
Наиболее очевидным способом использования океанской энергии в совре-
менных условиях представляется строительство приливных электростанций (ПЭС).
Суммарная мощность морских приливов оценивается различными авторами в до-
вольно широком диапазоне – от 1 до 4 млрд. кВт, в то время как мощность водото-
ков всех рек – в 850 млн. кВт.
Главным препятствием для проектирования и строительства ПЭС оказалась
суточная неравномерность и прерывистость приливной энергии. Благоприятные
условия для строительства ПЭС имеются в 23 странах мира. Но общее количество
пунктов, в которых сооружение ПЭС оправданно, не превышает 80.
Считается экономически целесообразным строительство ПЭС в районах с
приливными колебаниями уровня моря не менее 4 м. Проектная мощность ПЭС
зависит от характера прилива в районе предполагаемого строительства станции,
объема и площади приливного бассейна, числа используемых турбин.

197
Соотношения, позволяющие оценить мощность приливных течений, подобны
тем, которые используются в ветроэнергетике, при этом следует иметь в виду, что
плотность воды во много раз выше плотности воздуха, а скорости течения воды
сравнительно низки.
Плотность мощности потока воды, Вт/м
2
, равна:
2
3
V
q

.
(6.1)
В случае приливного течения при скорости, например, 3 м/с
13500
2
3
1000
3



q
Вт/м
2
.
(6.2)
Только часть полной энергии потока может быть преобразована в полезную.
Как и для ветра, это значение не может превышать 60%. На практике оказывается,
что это значение можно довести максимум до 40%.
Скорости приливных течений изменяются во времени примерно как:

t
V
V
2
sin
0

,
(6.3)
где: τ – период естественного прилива, 12 ч 25 мин для полусуточного; V0 – макси-
мальная скорость течения, м/с.
Таким образом, электрическая мощность, снимаемая с 1 м
2
площади попе-
речного сечения потока (с учетом 40%-й эффективности преобразования энергии
потока в электрическую), в среднем равняется:
3
0,1
qV


.
(6.4)
При максимальной скорости около 5 м/с, встречающейся в проливах между
островами, q ≈14 кВт/м
2
.
Перекрыв площадь 1000 м
2
, можно получить полную
среднюю мощность электростанции около 14 МВт.
Основы теории приливной энергетики достаточно просты. Предположим, что
бассейн ПЭС наполняется при высокой воде и опустошается через турбины при
малой воде (рис. 6.1).
Пусть бассейн имеет постоянную
площадь A, остающуюся покрытой
водой при малой воде. Допустим, что
поступившая в бассейн вода имеет
массу ρ AR, сосредоточенную в цен-
тре тяжести на высоте R/2 от уровня
малой воды, и что вся вода вытекает
из бассейна при малой воде. Потенци-
ально максимальную энергию от при-
лива можно получить, если вся вода падает с высоты R/2. В этом случае энергия
прилива:
2
)
(
gR
AR
E


.
(6.5)
Если энергия преобразуется в течение продолжительности периода прилива,
то средняя потенциальная мощность за приливный период оказывается равной:
Рис. 6 .1 – Схема извлечения приливной
энергии

198


2
2
g
AR
E


.
(6.6)
Для определения потенциальной мощности Рп (кВт) и годовой выработки
электроэнергии Эп (кВт·ч) отдельных створов, в которых возможно сооружение
ПЭС, рекомендуются следующие эмпирические формулы:
F
А
Рп
2
225

;
F
А
Эп
2
6
10
97
,
1

,
(6.7)
где: А – среднегодовая амплитуда прилива, м; F – площадь бассейна, км
2
.
На практике в системе, использующей срабатывание запаса воды из заполня-
емого в прилив бассейна, несмотря на достаточно высокую эффективность преоб-
разования получить максимальную мощность нельзя. Этому препятствуют следу-
ющие обстоятельства.
Генерирование электроэнергии не может быть обеспечено вплоть до условий
малой воды, таким образом, часть потенциальной энергии прилива не может быть
преобразована.
Турбины ПЭС должны работать при низком напоре и при больших скоростях
потоков – условия необычные для имеющейся обычной гидроэнергетической прак-
тики. Невозможно равномерно снабжать потребителей электроэнергией из-за изме-
нения уровня воды в бассейне.
Технический потенциал ПЭС оценивается в 33% потенциальной энергии, так
как значительная ее часть не может быть использована вследствие снижения напо-
ра и скорости приливного течения.
Высота, ход и периодичность приливов в большинстве прибрежных районов
хорошо описаны и проанализированы благодаря потребностям навигации и океано-
графии. Поведение приливов может быть предсказано достаточно точно, с погреш-
ностью не более 4%.Таким образом, приливная энергия является предсказуемой и
весьма надежной формой возобновляемой энергии. Однако при ее преобразовании
существуют и некоторые неудобства:
 несовпадение основных периодов возникновения приливов (12 ч 25 мин и
24 ч 50 мин), связанных с движением Луны, с привычным для человека периодом
солнечных суток (24 ч), в связи с чем, оптимум приливной генерации находится не
в фазе с потребностями в энергии;
 изменение высоты прилива и мощности приливного течения с периодом в
две недели, что приводит к колебаниям выработки энергии в течение лунного ме-
сяца;
 необходимость создания больших потоков воды с большим расходом при
малом перепаде высот, что заставляет использовать большое количество сравни-
тельно маломощных турбин, работающих параллельно;
 более высокие в сравнении с ГЭС капитальные затраты на сооружение
ПЭС;
 потенциальные экологические нарушения и изменение режимов морских
акваторий.
Существует два принципиально различных подхода к методам использования
приливной энергии. Первый из них заключается в том, чтобы использовать цикли-
ческий рост и падение уровня моря, а второй – в том, чтобы использовать местные
приливные течения на основе некоторой аналогии с ветровой энергией.

199
В соответствии с этими подходами ПЭС могут быть напорными и безнапор-
ными, напорные станции – однобассейновыми и много- бассейновыми.
Наиболее отработанной является однобассейновая схема, предусматриваю-
щая строительство в устье реки или залива плотины (дамбы), в которую встраива-
ются гидроагрегаты (рис. 6.2). За дамбой создается приливной бассейн, который
наполняется приливным течением.
Однобассейновые ПЭС могут выполняться как одностороннего, так и двусто-
роннего действия. Режим (или цикл) ПЭС одностороннего действия заключается в
следующем. После заполнения во время прилива бассейна, куда вода поступает че-
рез специальные отверстия в здании ПЭС, эти отверстия закрываются затворами.
Когда уровень моря снижается в результате начавшегося отлива, начинают рабо-
тать турбины, пропуская воду в море из бассейна. Когда напор становится ниже
минимального, при котором могут работать турбины, они останавливаются. После
этого цикл повторяется.
Эта схема проста, не
требует глубокой обра-
боткт бассейна, что
важно при наличии
мелководных бассей-
нов, но степень исполь-
зования энергии не
превышает 22%.
При режиме двусто-
роннего действия турбин компоновка сооружений аналогична предыдущей схеме, а
цикл работы следующий. После начала работы прилива закрываются затворы во-
допропускных отверстий, отделяя бассейн от моря, в результате чего между обеими
акваториями образуется перепад уровней, достаточный для работы турбин. Турби-
ны пускаются, и вода, проходя через них, наполняет бассейн. После начала отлива
отверстия снова закрываются до момента создания перепада уровней между бас-
сейном и морем, достаточного для работы турбин. Турбины включаются и пропус-
кают воду из бассейна в море. При снижении уровня ниже минимального турбины
останавливаются. Далее цикл повторяется.
Рассмотренный режим ПЭС двустороннего действия с выработкой электро-
энергии как во время прилива, так и при отливе увеличивает использование потен-
циальной энергии приливов до 33%. Дальнейшее увеличение выработки ПЭС до-
стигается за счет работы их оборудования в обратимом режиме (как на ГАЭС), ко-
торый применяется при низких напорах и дает возможность продлить время работы
турбинного режима с более высоким напором. Поэтому на ПЭС «Ранс», а также на
Кислогубской ПЭС к турбинным режимам работы агрегатов в обоих направлениях
(при приливе и отливе) добавляется еще насосный режим.
Целью этого режима работы ПЭС двустороннего действия является умень-
шение времени простоя оборудования при низких напорах. Достигается это следу-
ющим образом: после начала прилива во время первого простоя агрегаты в насос-
ном режиме откачивают воду из бассейна в море, а при простое во время отлива
вода перемещается из моря в бассейн.
Рис. 6 .2 – Схема электростанции на приливном течении

200
Первая морская ПЭС мощностью 635 кВт была построена в 1913 г. в бухте
Ди около Ливерпуля. В 1935 г. приливную электростанцию начали строить в США.
Американцы перегородили часть залива Пассамакводи на восточном побережье,
истратили 7 млн. долларов, но работы пришлось прекратить из-за неудобного для
строительства, слишком глубокого и мягкого морского дна, а также из-за того, что
построенная неподалеку крупная ТЭС сделала строительство ПЭС неактуальным.
Следующая ПЭС мощностью 240 МВт была пущена лишь в 1966 г. во Фран-
ции в устье реки Ранс, впадающей в пролив Ла-Манш, где средняя амплитуда при-
ливов составляет 8,4 м. На ПЭС «Ранс» (La Ranse) 24 гидроагрегата вырабатывают
в среднем за год 502 млн. кВт·ч электроэнергии. Для этой станции создан прилив-
ный капсюльный агрегат, позволяющий осуществлять три режима работы: прямой
(генераторный), обратимый (насосный) и в качестве водопропускного отверстия.
По оценке специалистов, эксплуатация ПЭС «Ранс» является экономически оправ-
данной, годовые издержки эксплуатации ниже, чем на ГЭС, и составляют не более
4% капитальных вложений.
В 1968 г. на Баренцевом море, недалеко от Мурманска, введена в строй
опытно-промышленная Кислогубская ПЭС мощностью 630 кВт. Новизна Кисло-
губской ПЭС состоит в следующем: она – первое в России гидроэнергетическое
сооружение, эксплуатируемое в условиях океанической среды; единственное в ми-
ре по долговечности сравнительно крупное бетонное сооружение, выполненное в
районах Арктики; первое в практике мирового гидроэнергетичекого строительства
сооружение, выполненное наплавным способом.
Для экономического обоснования проектов ПЭС необходимо было преодо-
леть барьер стоимости, который определился после сооружения ПЭС «Ранс» во
Франции: удельная стоимость этой станции оказалась в два раза выше соответ-
ствующей стоимости сопоставимой по мощности речной ГЭС. Для решения этой
проблемы в России было предложено использовать известный, но никогда не при-
менявшийся при сооружении ГЭС наплавной метод строительства. Осуществлен-
ный при строительстве Кислогубской ПЭС, этот способ позволил исключить со-
оружение в море дорогостоящих отсечных перемычек, в результате чего стоимость
строительства была снижена на 45%. Применение наплавного способа, который в
канадских, английских и австралийских проектах назван «российским» методом
строительства, оценено как выдающееся достижение ученых и инженеров XX века.
Всего в настоящее время в мире действуют десять напорных ПЭС, выпол-
ненных по однобассейновой схеме. Кроме ПЭС «Ранс» во Франции и Кислогубской
в России в 1971-1980 гг. построены семь ПЭС в Китае суммарной мощностью 10
МВт и ПЭС «Аннаполис» в Канаде (20 МВт, 1985 г.).
Существуют проекты крупных ПЭС в Великобритании («Северн», 1000
МВт), в Канаде («Кемберленд», 1150 МВт и «Кобекуид», 4030 МВт), ведутся про-
ектные работы по ПЭС в России, Австралии, Индии, Аргентине, строится ПЭС
«Гаролин» в Корее.
Однако стоимость многобассейновых ПЭС резко возрастает, поэтому целесо-
образность их строительства до сих пор не вышла из стадии дискуссий. Вследствие
этого для ПЭС с однобассейновыми схемами ведутся поиски возможностей ком-
пенсирования неравномерности режима их работы, как в суточном, так и в месяч-

201
ном разрезе. Идеальным вариантом адаптации ПЭС к графикам суточного потреб-
ления могло бы быть совместное использование ПЭС и располагаемой рядом
ГАЭС, хотя стоимость строительства подобного энергокомплекса существенно
возрастает.
ПЭС традиционного исполнения, предусматривающие полное отсечение от
моря используемого залива и создание одного или нескольких энергетических бас-
сейнов, имеют четыре принципиальных недостатка, сдерживающих развитие этой
отрасли энергетики:
 существование замкнутого напорного фронта заметно меняет экологиче-
скую ситуацию в бассейне;
 располагаемая мощность ПЭС, определяемая режимом прилива-отлива,
непрерывно изменяется, обращаясь в ноль неоднократно в течение суток;
 велика стоимость здания станции и сооружений напорного фронта, рассчи-
тываемых на штормовую океанскую волну и тяжелую ледовую нагрузку. Это опре-
деляет высокие удельные затраты на единицу установленной мощности и относи-
тельно высокую себестоимость вырабатываемой электроэнергии;
 наличие напорного фронта определяет неблагоприятный режим финансиро-
вания объекта, так как лишь после полного окончания (и оплаты) работ по напор-
ному фронту станция начинает работать и возвращать капитальные затраты.
Другим направлением использования приливной энергии, которое получает
развитие в новейших разработках, является применение свободно поточных тур-
бин, помещаемых в потоке приливного течения (рис. 6.3). Несколько лет назад у
берегов Великобритании начала работать опытная электростанция, использующая
энергию приливных течений. Установку построила компания «Marine Current
Turbines» совместно с партнерами из Германии.
Опытный генератор мощностью 300 кВт изготовлен по упрощенной схеме:
он содержит только один двухлопастной ротор диаметром 11 м и может использо-
вать течение лишь одного направления. Ротор вместе с редуктором и генератором
закреплен на площадке, которая может перемещаться по вертикальной колонне,
жестко установленной на морском дне. После окончания испытаний планируется
запустить «полноразмерный» прототип энергоблока, мощностью 750-1200 кВт с
двумя роторами. Эта установка сможет использовать водный поток, идущий в двух
направлениях. Следующий этап этого проекта – создание «фермы» приливных тур-
бин общей мощностью 4-5 МВт. Недостаток свободно поточных турбин – пони-
женный КПД.
Кроме достаточно дорогих пропеллерных турбин (они конструктивно слож-
ны и требуют высокой культуры изготовления), могут быть использованы так
называемые ортогональные турбины.
Идея создания этой турбины состоит в использовании тянущей силы крыла,
обтекаемого с углом атаки, меньшим критического; при этом благодаря относи-
тельно большому диаметру трассы лопастей происходит восстановление энергии
потока на подходе к тыльному строю лопастей, и эффективность турбины оказыва-
ется выше.

202
[https://interestssimplified.files.wordpress.com/2011/02/tidalstream_tidal_farm_pic.jpg]
[http://wordlesstech.com/wp-content/uploads/2011/01/tidal-power-plant-for-india1.jpg]
Рис. 6 .3 – Конструкции бесплотинных электростанций на приливном течении
Турбина может состоять из двух или более расположенных один над другим
кольцевых роторов. Встречное вращение роторов, каждый из которых имеет лопа-

203
сти, ориентированные противоположным образом, обеспечивает высокие относи-
тельные скорости, взаимную компенсацию поперечных сил, действующих на рото-
ры, и, соответственно, уменьшает суммарную нагрузку на центральный пилон,
уменьшает материалоемкость и повышает надежность установки.
Этот вариант ортогональной турбины не является единственным для реали-
зации общей идеи использования энергии приливно-отливных течений. В опреде-
ленных пределах могут быть использованы конструктивные схемы геликоидных
турбин обеспечивающие самозапуск и постоянство крутящего момента, турбины
Дэвиса и др. Собственно, и ортогональная турбина, и турбина Горлова представля-
ют собой варианты ротора системы Дарье.
Кроме того, должным образом не оценена возможность установки свободно-
поточных турбин в разных сечениях одного залива или в разных близко располо-
женных заливах, а также комбинированной компоновки традиционной ПЭС (с дам-
бой и бассейном) со свободнопоточными турбинами, располагаемыми в глубине
создаваемого бассейна или в русле рек, впадающих в морской залив.
Сдвиг по фазе в выработке электроэнергии турбинами разных типов может
позволить организовать непрерывную в течение суток выработку электроэнергии.
Этого же эффекта можно достичь при расположении свободнопоточных турбин в
разных близко расположенных заливах с высокоскоростными приливными течени-
ями при условии, что режимы работы турбин в разных заливах сдвинуты по фазе.
Предлагаемое решение с группами сдвинутых по фазе турбин может быть приме-
нено для любых бассейнов.
Подобрав оптимально соотношение мощностей ПЭС, расположенных в раз-
ных створах, можно добиться того, что суммарная мощность всех ПЭС будет близ-
ка к постоянной мощности в течение суток. Аналогичные комбинации ПЭС, ис-
пользующих традиционную компоновку (с отсечением бассейна), и ПЭС, исполь-
зующих течения приливов-отливов, могут быть реализованы в Мезенской губе (Бе-
лое море), Тугурском заливе (Приморье). Это позволило бы без дополнительных
сглаживающих систем получить распределенный в течение суток график выдачи
мощности и сократить количество отходящих ЛЭП.

204
7 ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ ВОЛН
Идея получения электроэнергии от морских волн была предложена еще в
1935 г. советским ученым К. Э . Циолковским. В настоящее время существует до-
статочно много проектов использования энергии волн. Мощность, переносимая
волнами на глубокой воде, пропорциональна их периоду и квадрату амплитуды.
Поэтому наибольший интерес для специалистов по океанской энергетике представ-
ляют длиннопериодные волны большой амплитуды (Т≈ 10 с и а ≈ 2 м), позволяю-
щие снимать с единицы гребня волны в среднем от 50 до 70 кВт/м.
Наибольшее число волновых энергетических устройств разрабатывается для
извлечения энергии на глубокой воде, где средняя глубина моря превышает вели-
чину половины длины волны. Поверхностные волны на глубокой воде имеют сле-
дующие основные особенности:
 волны являются неразрущающимися, синусоидальными, с нерегулярной
длиной, фазой и направлением прихода;
 в то время как изменяющиеся очертания волн свидетельствуют о распро-
странении волнового движения, сами по себе частицы жидкости не связаны с этим
движением и не перемещаются в его направлении;
 амплитуда движения частиц жидкости экспоненциально уменьшается с
глубиной;
 амплитуда волны не зависит от ее длины, скорости распространения и пе-
риода, а зависит лишь от характера предшествовавшего взаимодействия ветра с
морской поверхностью.
В основе работы волновых преобразователей энергии лежит воздействие
волн на рабочие органы, выполненные в виде поплавков, маятников, лопастей, обо-
лочек и т.п . Механическая энергия их перемещений с помощью электрогенераторов
преобразуется в электрическую энергию. Существует некоторое разнообразие кон-
струкций преобразователей энергии волн, хотя реально прошедших проверку вре-
менем и ставших классическими, не так уж и много. В этом классе преобразовате-
лей наиболее известна разработка профессора Эдинбургского университета Стефа-
на Солтера, получившая название «утка Солтера» (техническое название такого
преобразователя – колеблющееся крыло). Форма этого преобразователя обеспечи-
вает максимальное извлечение мощности (рис. 7.1).
Рис. 7 .1 – Конструктивная схема «утки Солтера»: а – схема преобразования энергии волны;
б – вариант конструкции преобразователя; 1 – плавучая платформа; 2 – цилиндрическая
опора с размещенными в ней приводами и электрогенераторами; 3 – асимметричный
поплавок

205
Волны, поступающие слева, заставляют «утку» колебаться. Цилиндрическая
форма противоположной поверхности обеспечивает отсутствие распространения
волны направо при колебаниях «утки» вокруг оси. Мощность может быть снята с
оси колебательной системы с таким расчетом, чтобы обеспечить минимум отраже-
ния энергии. Отражая и пропуская лишь незначительную часть энергии волны, это
устройство обладает высокой эффективностью преобразования в широком диапа-
зоне частот возбуждающих колебаний.
Отражая и пропуская лишь незначительную часть энергии волн (примерно
5%), это устройство обладает весьма высокой эффективностью преобразования в
широком диапазоне частот возбуждающих колебаний (рис. 7.2).
Первоначально Солтером был создан макет
достаточно узкополосного по частоте устройства.
В волновом бассейне оно поглощало до 90% па-
дающей энергии.
В макете предусматривается монтаж боль-
шого количества крупных поплавков, последова-
тельно укрепленных на общем валу. Под дей-
ствием волн поплавки приходят в движение и
возвращаются в исходное положение силой соб-
ственного веса. При этом приводятся в действие
насосы внутри вала, заполненного специально
подготовленной водой. Через систему труб раз-
личного диаметра создается разность давления, приводящая во вращение установ-
ленные между поплавками и поднятые на поверхность моря турбины. Вырабатыва-
емая электроэнергия передается по подводному кабелю. Для более эффективного
распределения нагрузок на валу устанавливается 20-30 поплавков.
Первые испытания в условиях, близких к морским, были проведены в мае
1977 г. на оз. Лох-Несс: 50-метровая гирлянда из 20-метровых «уток» массой 16 т
была опущена на воду и испытывалась в течение четырех месяцев при различных
волновых условиях. В декабре того же года эта модель в 1/10 реальной величины
будущего океанского преобразователя была вновь спущена на воду и дала первый
ток. В течение трех месяцев модель первой английской волновой электростанции
работала с КПД 50%.
Дальнейшие разработки Солтера направлены на то, чтобы обеспечить утке
способность противостоять ударам максимальных волн и создать заякоренную гир-
лянду преобразователей в виде достаточно гибкой линии. Предполагалось, что ха-
рактерный размер реальной утки будет равен примерно 0,1λ , что для 100-метровых
атлантических волн соответствует 10 м. Нить из уток протяженностью несколько
километров предполагается установить в районе с наиболее интенсивным волнени-
ем западнее Гебридских островов. Мощность всей станции будет примерно 100
МВт.
Аппарат Солтера – единственный аппарат, который использует энергию как
горизонтального, так и вертикального движения волн. Благодаря этому его КПД
приближается к 85% по сравнению с 50% в других системах.
Недостатки «уток Солтера»:
Рис. 7.2 – Эффективность «утки
Солтера» (диаметр 15 м, ось
зафиксирована)

206
 необходимость передачи медленного колебательного движения на привод
генератора;
 необходимость снятия мощности с плавающего на значительной глубине
устройства большой протяженности;
 вследствие высокой чувствительности системы к направлению волн необ-
ходимо отслеживать изменение их направления для получения максимального
КПД;
 затруднения при сборке и монтаже из-за сложности формы поверхности
«утки».
Другой вариант преобразователя с качающимся элементом – контурный плот
Коккерелла. Его модель также в 1/10 реальной величины испытывалась в 1977 г. в
проливе Солент вблизи г. Саутгемптона. Контурный плот – многозвенная система
из шарнирно соединенных секций (рис. 7.3).
Рис. 7 .3 – Контурный плот Коккерелла: 1 – колеблющаяся секция;
2 – преобразователь; 3 – тяга; 4 – шарнир
Как и «утка Солтера», он устанавливается перпендикулярно к фронту волны
и отслеживает ее профиль. Вся конструкция удерживается на месте якорями. Трех-
секционный плот Коккерелла длиной 100 м, шириной 50 м и высотой 10 м может
дать мощность до 2 тыс. кВт. В СССР модель волнового плота испытывалась в
1970-х годах на Черном море. Она имела длину 12 м и ширину поплавков 0,4 м. На
волнах высотой 0,5 м и длиной волны 10-15 м установка развивала мощность 150
кВт.
Детальные лабораторные испытания модели плота показали, что его эффек-
тивность преобразования составляет около 45%. Это ниже, чем у «утки Солтера»,
но близость конструкции к традиционным судостроительным делает такой преоб-
разователь более предпочтительным.
Первая в своем роде в мире и довольно необычная электростанция, исполь-
зующая поплавковую систему, введена в 2008 г. в Португалии в районе Агусадора,
в 5 км от берега. На первом этапе введены в работу три конвертера волновой энер-
гии, разработанные и построенные шотландской фирмой «Pelamis Ware Power».
Каждый преобразователь (называемый «Pelamis Ware Energy Converter») сравним
по длине и сечению с небольшим железнодорожным составом. Взаимное угловое
перемещение его «вагонов» и приводит в действие электрогенераторы, смонтиро-
ванные внутри понтонов. Размер этих преобразователей – диаметр 3,5 м и длина
140 м – дал повод прозватьих «морскими змеями» («sea-snake»).

207
Pelamis – это полузатопленная структура, состоящая из четырех цилиндриче-
ских секций, связанных шарнирными соединениями. Волны заставляют эту плава-
ющую «змею» изгибаться, за счет чего внутри, в местах соединения соседних сек-
ций, перемещаются гидравлические поршни, прокачивающие масло через гидрав-
лические двигатели, в свою очередь вращающие электрогенераторы (рис. 7.4).
Рис. 7 .4 – Поплавкововая система преобразователей энергии волн
http://sendika10.org/wp-content/uploads/2016/02/dalga_enerjisi.jpg
В дальнейшем предполагается установить еще 25 аналогичных преобразова-
телей, что увеличит мощность электростанции до 21 МВт. Это будет означать сни-
жение выбросов углекислого газа тепловыми станциями на 60 тыс. т в год.
Перспективные планы «Pelamis Ware Power» предусматривают развертыва-
ние аналогичных комплексов близ Орнейских островов и у побережья Корнуолла,
где должно быть установлено соответственно четыре и семь преобразователей.
Существуют также преобразователи, использующие энергию колеблющегося
водяного столба. При набегании волны на частично погруженную полость, откры-
тую под водой, столб воды в полости колеблется, вызывая изменение давления газа
(воздуха) над жидкостью. Из-за колебаний уровня воды воздух то выходит из поло-
сти, то входит в нее. Верхняя часть полости связана с атмосферой через турбину,
которая вращается в одном направлении независимо от направления потока возду-
ха. Даже небольшие волны амплитудой 35 см заставляют турбину вращаться со
скоростью более 2000 об/мин. Известно, по крайней мере, два примера коммерче-
ского использования устройств на этом принципе – сигнальные буи, внедренные в
Японии Масудой и в Великобритании сотрудниками Королевского университета
Белфаста (рис. 7.5).
Более крупное и впервые включенное в электрическую сеть устройство, ис-
пользующее принцип колеблющегося водяного столба, в 1985 г. построено в Тоф-
тестоллене (Норвегия) фирмой «Kvaernor Brug A/S». Эта установка представляла
собой железобетонную камеру, заглубленную в скале. Над ней была установлена
башня высотой 12,3 м и диаметром3,6 м. Входящие в камеру волны создавали из-
менение объема воздуха. Возникающий воздушный поток через систему клапанов
приводил во вращение турбину и связанный с ней генератор мощностью 500 кВт.

208
Годовая выработка составляла 3,2 млн. кВт·ч. Зимним штормом в конце 1988 г.
башня станции была разрушена.
Поэтому была разработана и построена новая башня из железобетона. Кон-
струкция второй установки состоит из конусовидного канала в ущелье длиной око-
ло 170 м с бетонными стенками высотой15 м и шириной в основании 55 м, входя-
щего в резервуар между островами, отделенный от моря дамбами, и плотины с
энергетической установкой. Волны, проходя по сужающемуся каналу, увеличивают
свою высоту с 1,1 до 15 м и вливаются в резервуар, уровень которого на 3 м выше
уровня моря. Из резервуара вода проходит через низконапорные турбины мощно-
стью 350 кВт.
Главное преимущество устройства на принципе колеблющегося водяного
столба состоит в том, что скорость воздуха перед турбиной может быть значитель-
но увеличена за счет уменьшения проходного сечения канала. Это позволяет соче-
тать медленное волновое движение с высокочастотным вращением турбины. Кроме
того, здесь имеется возможность вынести генерирующее устройство из зоны непо-
средственного воздействия соленой морской воды.
Широкое распространение в волноэнергетических установках на принципе
колеблющегося водяного столба получила турбина Уэллса, обеспечивающая неза-
висимость направления вращения от направления потока воздуха. Однако опыт
Индии показал, что эффективность турбины Уэллса находится в пределах 15-25%,
а эффективность всего сооружения – около 5%. Поэтому с большим интересом бы-
ло встречено сообщение об изобретении турбины Деннисса (Австралия). Особен-
ность этой турбины заключается в том, что в отличие от турбины Уэллса лопасти
турбины Дэннисса выполнены подвижными. Угол атаки лопасти, определяющий
эффективность турбины, задается с помощью специальных сенсорных датчиков.
Предполагалось, что в июле 2005 г. в порту Кэмпбелл (Австралия) будет запущено
волноэнергетическое устройство, основанное на принципе работы турбины Дэн-
нисса. Однако в связи с техническими осложнениями турбина была демонтирована
и отправлена на доработку.
Рис. 7 .5 – Схема установки, преобразующей энергию
колеблющегося водяного столба: 1 – волновой подъем
уровня; 2 – воздушный поток; 3 – турбина; 4 – выпуск
воздуха; 5 – направление волны; 6 – опускание уровня;
7 – впуск воздуха

209
В Великобритании разрабатывается оригинальная конструкция волновой
энергоустановки типа «моллюск», в которой в качестве рабочих органов использу-
ются мягкие оболочки камеры. В них находится воздух под давлением, несколько
большим атмосферного. Накатом волн камеры сжимаются, образуется замкнутый
воздушный поток из камер в каркас установки и обратно. На пути потока установ-
лены турбины Уэллса с электрогенераторами. Создается опытная плавучая уста-
новка из 6 камер, укрепленных на каркасе длиной 120 м и высотой 8 м. Ожидаемая
мощность составляет 500 кВт. Дальнейшие разработки показали, что наибольший
эффект дает расположение камер по кругу.
Кроме частично погруженных волноэнергетических преобразователей разра-
батываются системы подводных устройств, преимущество которых состоит в том,
что эти устройства позволяют избежать штормового воздействия на преобразовате-
ли. Однако при их применении увеличиваются трудности, связанные с извлечением
энергии и эксплуатационным обслуживанием.
В качестве примера рассмотрим преобразователь типа «бристольский ци-
линдр», относящийся к группе устройств, работающих под действием скоростного
напора в волне. Наполненный воздухом плавучий корпус (цилиндр), имеющий
среднюю плотность 0,6-0,8 т/м
3
,закреплен под водой на опорах, установленных на
грунте. Цилиндр колеблется в волне, совершая движения по эллиптической траек-
тории и приводя в действие гидравлические насосы, вмонтированные в опоры и
преобразующие энергию движения цилиндра. Перекачиваемая ими жидкость мо-
жет подаваться по трубопроводам на генераторную станцию, единую для системы
из нескольких цилиндров.
Используя этот принцип, в Великобритании намерены построить волновую
станцию «Archimedes Wave Swing» («Архимедово волновое качание», AWS). Это
погружная станция, верхние части которой находятся на глубине 6, а нижние – 40
м. Ее главный элемент – пустотелый цилиндр высотой 30 м. В процессе прохожде-
ния волны верхняя подвижная часть периодически сдвигается вниз, сжимая газ
внутри полости цилиндра, а потом под давлением сжатого газа возвращается в ис-
ходное положение. Челночное механическое движение преобразуется во враща-
тельное движение электрогенератора.
Одна такая «банка» весом 800 т и стоимостью 4 млн. евро имеет мощность
500 кВт. Недостаток – довольно высокая себестоимость получаемой электроэнер-
гии, на порядок дороже электроэнергии ТЭС. Но перспективы весьма заманчивы: с
помощью таких устройств планируют получать мощность 150 МВт с квадратного
километра; разработчики надеются уменьшить стоимость установок за счет поточ-
ного производства ее конструктивных модулей и поточного жестроительства.
Одним из преимуществ идеи «бристольского цилиндра» является то, что по-
сле настройки на оптимальную частоту он не отражает энергию других частот, а
дает ей возможность распространяться далее, где она может быть использована
другими преобразователями.
Как модификацию этой идеи можно рассматривать устройство «Searaser»
(что можно перевести как «морской наполнитель»); как и весь проект под названи-
ем «Dartmouth Wave Energy», это – плод усилий британского изобретателя Элвина
Смита (Alvin Smith).

210
На первый взгляд, это давно известный волновой генератор, созданный на
основе качающегося вверх-вниз поплавка. Но особенность конструкции Смита в
том, что никаких электрических систем в поплавке нет.
В основе установки – два поплавка (рис. 7.6), которые установлены один над
другим и способны двигаться (перемещаться) относительно друг друга. Нижний
поплавок закреплен на дне, а верхний перемещается в соответствии с характером
волнения на поверхности. Между поплавками находится насосная станция, а по-
просту – цилиндр с поршнем двойного действия (он качает воду при движении
поршня как вверх, так и вниз). Поршень смазывается самой водой, что исключает
загрязнение акватории протечками масла. Необычная добавка в конструкцию – ав -
томатическая подстройка высоты положения верхнего поплавка от уровня моря,
меняющегося в отлив и прилив. Выполнена эта подстройка в виде телескопической
трубы, раздвигающейся и складывающейся под действием сил Архимеда и тяже-
сти. К этой телескопической колонне крепится сам насос с верхним поплавком.
По оценке создате-
ля системы, полно-
масштабный образец
«Seara-ser»
сможет
поднимать воду на вы-
соту до 200 м, что поз-
волит организовать на
прибрежной
возвы-
шенности накопитель-
ный (аккумулирую-
щий) бассейн. Потен-
циальная энергия под-
нятой в аккумулиру-
ющий бассейн воды
может использоваться
для вращения гидрогенераторов, располагаемых на уровне моря. Один полнораз-
мерный поплавок«Searaser» развивает мощность 250 кВт. Но в одном комплексе
могут работать десятки и сотни насосов, направляющих воду в единое водохрани-
лище. Поэтому коллектор на дне нужен, чтобы объединить напорные шланги от
нескольких поплавков-насосов в единый трубопровод, идущий к аккумулирующе-
му водоему.
По сути дела система «Searaser» представляет собой ГАЭС, отличие которой
от традиционных ГАЭС заключается, во-первых, в том, что ее заряд производится
не за счет электроэнергии, полученной от энергосистемы, а за счет энергии волн, и,
во-вторых, она не нуждается в строительстве нижнего бассейна, роль которого вы-
полняет море. Как и обычная ГАЭС, система «Searaser» выполняет функцию регу-
лятора, оперативно реагируя на колебания спроса и предложения электроэнергии в
электрической сети.
В настоящее время волноэнергетические установки используются для энер-
гопитания автономных буев, маяков, научных приборов. Попутно крупные волно-
вые станции могут быть использованы для волнозащиты морских буровых плат-
Рис. 7 .6 – Схема поплавковой системы Смита
[http://images.myshared.ru/5/365046/slide_13 .jpg]

211
форм, открытых рейдов, марикультурных хозяйств. Практически началось про-
мышленное использование волновой энергии. В мире уже около 400 маяков и нави-
гационных буев получают питание от волновых установок.
В Норвегии с 1985 г. действует первая в мире промышленная волновая стан-
ция мощностью 850 кВт. Создание волновых электростанций определяется опти-
мальным выбором акватории океана с устойчивым запасом волновой энергии, эф-
фективной конструкцией станции, в которую встроены устройства сглаживания
неравномерного режима волнения.
Волновая энергоустановка «Каймей» («Морской свет») – самая мощная дей-
ствующая энергетическая установка с пневматическими преобразователями – по-
строена в Японии в 1976 г. Она использует волны высотой до 6-10 м. На барже
длиной 80 м, шириной 12 м и водоизмещением 500 т установлены 22 воздушные
камеры, открытые снизу. Каждая пара камер работает на одну турбину Уэллса.
Общая мощность установки 1000 кВт. Первые испытания были проведены в 1978-
1979 гг. близ г. Цуруока. Энергия передавалась на берег по подводному кабелю
длиной около 3 км.
В Великобритании разработан проект мощной волновой энергоустановки на
основе системы Солтера, состоящей из 20-30 поплавков диаметром 15 м, укреплен-
ных на валу длиной 1200 м. Предполагаемая мощность установки 45 тыс. кВт.
Ученые давно работают над проблемой использования океанского прибоя. По
подсчетам специалистов, волна с амплитудой 1,5 м и длиной 15 м имеет мощность
4,3 кВт; с амплитудой 3 м – 17,9 кВт, с амплитудой 6 м – 220 кВт. Однако исполь-
зование этой энергии технически очень сложно, так как эти волны в основном раз-
рушают, а не созидают. Они разрушают причальные стенки, волноломы, переме-
щают большие массы песка и камней. Промышленно использовать потенциал при-
боя пока не удается.

212
8 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗБЫТОЧНОЙ ЭНЕРГИИ ГАЗА В ГАЗОПРОВОДАХ
Основным поставщиком газа в России и другие страны является Публичное
акционерное общество «Газпром». По данным [http://www.gazprom.ru/about/today/]
общая протяженность газотранспортной системы (ГТС) на территории России со-
ставляет 171,2 тыс. км. В транспортировке газа используются 250 компрессорных
станций, где используется около 4,0 тыс. газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с
общей мощностью 46,2 тыс. МВт.
Магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от
рабочего давления:
I – при рабочем давлении 2,5 – 10,0 МПа (от 25 до 100 кгс/см
2
);
II – при рабочем давлении 1,2 – 2,5 МПа (от 12 до 25 кгс/см
2
).
Поступление и распределение газа, транспортированного ГТС «Газпрома» (без
независимых производителей газа) представлено в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Поступление и распределение газа, транспортированного ГТС
«Газпрома» на территории России, млрд. куб. м
Распределение газа по годам
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Поступление газа в ГТС
661,2 683,2 666,2 659,4 627,5 602,6
Поставка газа внутри РФ
354,9 365,6 362,3 354,6 356,5 342,3
Поставка газа за пределы РФ
209,3 217,7 209,3 220,2 196,2 196,8
Закачка газа в ПХГ России
47,7
48,2
44,1
38,4
35,1
27,1
Увеличение запаса газа в ГТС
5,7
5,9
9,6
5,6
6,5
4,1
Собственные технологические
нужды ГТС и ПХГ
43,6
45,8
40,9
40,6
33,2
32,3
Обычно давление в магистральных газопроводах поддерживается в пределах
50 - 70 атмосфер, для чего примерно через каждые 200 км в газопровод врезаны
компрессорные станции, компенсирующие утрачиваемую в пути энергию с тем,
чтобы транспортировать газ дальше.
Но для потребителей такое огромное давление неприемлемо. Поэтому в ме-
стах потребления газа от магистрали сделаны отводы на станции распределения,
где давление газа сбрасывается сначала до 6 - 12 атмосфер, а далее - на газораспре-
делительных пунктах (принадлежат крупным потребителям и муниципальным
предприятиям сбыта) - оно понижается до одной, максимум трёх атмосфер.
Газораспределительные станции предназначены для подачи газа промыш-
ленным предприятиям и населению с определённым давлением, объёмом, степенью
очистки и одоризации. На газораспределительных станциях осуществляется замер
объёмных затрат газа и контролируется его качество.
Газораспределительная станция обеспечивает выполнение технологических
процессов согласно требованиям потребителей. В целях сокращения расходов на
строительство и обслуживание газораспределительной станции применяют блоч-
ные автоматизированные газораспределительные станции (АГРС).
Газораспределительные станции эксплуатируются при входном давлении 55-
75 кгс/см
2
и выходном давлении 3-25 кгс/см
2
. Рабочее давление зависит от катего-
рии потребителей газа: коммунальные, бытовые или промышленные потребители.

213
Движение газа через газораспределительную станцию осуществляется таким
образом: газ из входного трубопровода поступает к узлу переключения газораспре-
делительной станции, после чего подвергается очистке в узле очистки. Очищенный
газ проходит к коллектору, блоку подогрева газа и к узлу редуцирования. Проходит
узел учёта газа (для замера расхода газа). После прохождения предыдущих узлов
газ направляется к узлу одоризации (для придания газу запаха), после чего через
узел переключения поступает в выходной трубопровод к потребителям.
Классификация газораспределительных станций применяемых на территории
Росси, приведены на рисунке 8.1.
КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ
ГРС
МиниГРСиГРПс
производительностью
менее 1,0 тыс. м
3
/ч
АГРС малой
производительности
1,0-50,0 тыс. м
3
/ч
ГРС средней
производительности
50,0-160 тыс. м
3
/ч
ГРС большой
производительности
160,0-1000,0 тыс. м
3
/ч
«Урожай-0,1»
«Саратов-0,1»
ГРП-25Р ; «Сириус»
Сириус-1Р
«Урожай-5;10;20;50»
«Саратов-1;5;10;20;50»
«Исток; Исток-5»
«Снежеть»
«Сириус-8Р;10Р»
БКУ1;2,5;5;10;20;50
БК ГРС-10;20;40
«Урожай*»
«Исток»
ГРС/БКУ 100
БК ГРС-80;160
«Урожай*»
БК ГРС-320
ГРС-БКУ 100*
Рис. 8 .1 – Классификация газораспределительных станций
Идея преобразования энергии сжатого природного газа в электрическую
энергию имеет давнюю историю. В пятидесятые годы прошлого века, академиком
М.Д . Миллионщиковым была высказана идея использования энергии газовых
скважин и перепада давления в газовых трубопроводах для получения электриче-
ской энергии [24, 25]. Смысл состоит в том, чтобы рационально использовать пере-
пад давления природного газа от 55-75 атмосфер до 0,1-0,5 атмосфер при редуци-
ровании на ГРС (ГРП) на всем пути от газового месторождения до потребителя.
Поэтому вместо редукционного клапана, снижающего давление газа, предла-
гается устанавливать газовую турбину детандер, на роторе которой давление сни-
зится до заданной величины, то есть уменьшит избыточное давление, а сам ротор
может вращать электрический генератор или компрессор.
Некоторый опыт использования турбин детандеров в режиме выработки
электроэнергии позволяет по крайней мере вернуть часть затрат, связанных с ком-
примированным газом. Проблемы связаны с тем, что окончательно не решён ряд
технических проблем. Прежде всего, не найдены способы надёжного уплотнения
валов турбодетандеров, а утечки газа недопустимы. Во-вторых, сложность регули-
рования скорости детандеров из-за неравномерности расхода газа. Это приводит к
изменению частоты тока генератора и сложности его синхронизации с сетью.

214
В странах Западной Европы и Северной Америки активное исследование ра-
боты ДГА и их эксплуатация начались в 70-х годах ХХ века, в России промышлен-
ное использование ДГА приходится на 90-е годы ХХ века.
На сегодняшний день ДГА эксплуатируются во многих странах Европы, Се-
верной Америки, на территории бывшего СССР. Выпуск детандеров производится
фирмами США, Канады, стран Западной Европы, России, Украины.
Большими потребителями природного газа на территории России являются тепло-
вые электростанции. Исследования характеристик ГРП показывают, что суммарная
располагаемая мощность наиболее крупных ГРП тепловых электростанций РФ со-
ставляет около 926 МВт.
В таблице 8.2 представлены данные располагаемой мощности 188 типовых
ГРП тепловых электростанций РФ.
Таблица 8.2 – Классификация ГРП на некоторых тепловых электростанциях
Диапазон рас-
полагаемых
мощностей
ГРП, кВт
Количество
ГРП в данном
диапазоне, шт.
В%коб-
щему коли-
честву
Суммарная
мощность ГРП
в данном диа-
пазоне, кВт
В%кобщей
мощности
ГРП
1000N2000
55
29,26
88900
9,61
2000N3000
27
14,36
69800
7,54
3000N5000
43
22,87
164800
17,81
5000N7000
27
14,36
152100
16,43
7000N9000
12
6,38
94800
10,24
9000N
24
12,77
355100
38,37
Итого
188
100,00
925500
100,00
Реализация технологии в простейшем виде осуществляется путём включения
параллельно ГРС (ГРП) газопровода детандер генераторного агрегата (ДГА), рабо-
тающего на перепаде давлений газа на ГРС (ГРП) (рис. 8.2).
ДГА включает две основные части – газорасширительную турбину и элек-
трический генератор. Уровень полезной мощности, вырабатываемой ДГА, будет
определяться расходом газа через турбину и перепадом давления на ней. Чем
больше эти величины, тем больше вырабатываемая электрическая мощность. С вы-
хлопа турбины газ с заданным давлением поступает потребителю.
В этой связи применение описанной технологии представляет существенный
интерес для ГРП (ГРС) крупных потребителей газа, в частности на ГРП тепловых
электростанций. По оценке специалистов различных организаций в результате ис-
пользования таких установок можно получить прирост мощности конкретных ТЭЦ
на ~ 1...2%. Анализ показал, что только на ТЭЦ «Мосэнерго» суммарная мощность
ДГА может достигнуть ~ 120...140 МВт, что составляет ~ 1% от мощности, выра-
батываемой ТЭЦ «Мосэнерго».
Мировая энергетика уже более 20 лет использует энергию сжатого природно-
го газа. В Италии действует более 300 ДГА различной единичной мощности.
Растёт интерес к внедрению этой технологии и в России. На ТЭЦ-21 «Мос-
энерго» действуют два ДГА с электрической мощностью по 5 МВт. Основные ха-
рактеристики выпускаемых турбодетандеров приведены в таблице 8.3, 8.4 [41].

215
ОАО «КТЗ» предлагает
ДГА для ГРП (ГРС) газо-
проводов давлением до 80
атмосфер в диапазоне
мощностей 250...12 000
кВт. Поставка ДГА осу-
ществляется в комплект-
ном блочном исполнении с
максимальной
готовно-
стью к монтажу. Поставля-
емые турбодетандеры про-
ходят на заводе стендовые
испытания по согласован-
ным программам. Мас-
согабаритные характери-
стики агрегатов позволяют
осуществлять их транспор-
тировку и монтаж обыч-
ными средствами.
Таблица 8.3 – Основные характеристики современных детандер генераторных агрегатов
Произво-
дитель
Модель Начало
выпуска
Н
Р,
МВт
Расход
кг/с
КПД,
%
вх
р,
МПа
вых
р,
МПа
1
ном
n,
мин

П
А
О
«
Т
у
р
б
о
г
а
з
»
ДГУ-8 -
380-Т -У1 2004
0,008 0,355
30
2,5 0,3-1,2 3000
УКС-2 -
300
2004
0,3
1,9-4,1
80
5,1
2,1
9345
УДЭУ-
2,5-
УХЛ4
2004
2,5
11,8-
19,7
80
0,7-
1,3
0,3-
0,4
3000
УДЭУ-
2,5-
УХЛ4
2004
2,5
13,64-
22,43
80
1,045-
1,23
0,365-
0,411 3000
УТДУ-
2500
2004
2,5
34,5
80
5,0-5,5 2,7-3,5 3000
УТДУ-
4000
2004
4,0
4,9-
27,11
80
2,04-
3,82
0,35-
0,546 3000
Ф
Г
У
П
«
Т
у
р
б
о
н
а
-
с
о
с
»
ТПГ-0,5 1996
0,5
6
60
3,2
1,6
10500
ТПГ-1,0 1996
1,0
8
65
5,5
1,6
10500
ТПГ-2,5 2003
2,5
10
75
5,5
0,6
14000
ТПГ-5,0 2003
5,0
20
77
5,5
0,6
14000
«
У
р
а
л
ь
с
к
и
й
т
у
р
-
б
и
н
н
ы
й
з
а
в
о
д
»
ГУБТ-
6М
1966
6
79,8
85
0,26
0,115 3000
ГУБТ-
8М
1966
8
86,4
85
0,30
0,115 3000
ТГУ-11
1997
11,5
42,7
87
1,10
0,17
3000
ГУБТ-
12М
1966
12
119,7
85
0,33
0,115 3000


ГРП
25
вх
Р
МПа

009
вых
Р
,
МПа

4
КР
1
КР
2
КР
3
КР
5
КР
РСА
DT RT
GS
RS
Рис. 8 .2 – Упрощённая схема включения детандер
генераторного агрегата: DT – детандер; RT – редуктор GS
–
генератор; РСА – электропривод регулируемых сопло-
вых аппаратов; KP3 – стопорный клапан; КР1, КР2 – кла-
паны регулирующие; КР4, КР5 – клапаны запорные

216
Утилизационные энергетические турбодетандерные установки.
Утилизационные энергетические турбодетандерные установки (детандер-
генераторные агрегаты) (УТДУ) предназначены для выработки электроэнергии пу-
тем рекуперации энергии избыточного давления природного газа на узлах его ре-
дуцирования - газораспределительных станциях (ГРС), на газораспределительных
пунктах (ГРП) тепловых электростанций и крупных промышленных предприятий.
В настоящее время ПАО «Турбогаз» производит утилизационные турбоде-
тандерные установки (детандер генераторные агрегаты) собственной разработки
различной мощности: 8 кВт, 300 кВт, 500 кВт, 1 МВт, 2,5 МВТ; 4 МВт; 5 МВт; 6
МВт; 8 МВт; 12 МВт для входного давления газа до 7,5 МПа и с расходом газа
0,05-6 млн. нм
3
/сут. (рис. 8.3).
Таблица 8.4 – Основные характеристики ЭТДА для ГРП [http://turboden.ru/]
Наименование параметра
Численные значения параметров ЭТДА для ГРП
ЭТДЭ-
1500
ЭТДЭ-
2500
ЭТДЭ-
4000
ЭТДЭ-
6000
ЭТДЭ-
8000
Расход газа через ЭТДА,
м
3
/ч
40000-
60000
40000-
80000
40000-
120000
40000-
180000
40000-
220000
Давление газа на входе
в ЭТДА, МПа
0,61,3
0,61,3
0,61,3
0,61,3
0,61,3
Давление газа на выходе
из ЭТДА, МПа
0,070,2 0,070,2 0,070,2 0,070,2 0,070,2
Точность поддержания
давление газа на выходе
из ЭТДА, %
7
7
7
7
7
Номинальная мощность
генератора ЭТДА, кВт
1500
2500
4000
6000
8000
Частота вращения ротора
генератора, мин
-1
3000
3000
3000
3000
3000
Тип генератора
ТК-1,5-
23УХЛ3
ТК-2,5-
23УХЛ3
ТК-4,0-
23УХЛ3
ТК-6,0-
23УХЛ3
ГТГ-8,0-
23УХЛ3
Мощность
генератора,
кВА
1875
3125
5000
7500
10000
Номинальное напряже-
ние генератора, В
6300
(10500)
6300
(10500)
6300
(10500)
6300
(10500)
6300
(10500)
Частота тока, Гц
50
50
50
50
50
Коэффициент мощно-
сти, о.е .
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
КПД генератора, %
96,0
96,8
97,0
97,4
97,6
Основные преимущества электростанций на базе УТДУ:
-
удельная стоимость потенциальной мощности, создаваемой УТДУ, пример-
но в 3 раза ниже, чем при создании аналогичных мощностей традиционными газо-
выми или паровыми турбинами;
-
затраты тепла на 1 кВт вырабатываемой электрической мощности в 2-3 раза
ниже тепловых затрат в паро- и газотурбинных установках;
-
полное отсутствие твёрдых выбросов, выбросов окислов азота и серы в ат-
мосферу и сбросов технических вод;
- КПД составляет от 0,7 до 0,8.

217
Рис. 8 .3 – Варианты выполнения утилизационных турбодетандерных установок (УТДУ)
Рис. 8 .4 – Утилизационная детандерная энергетическая установка УДЭУ-2500-УХЛ4.
http://www.rada.com.ua/images/catalogue/28475.jpg
Рис. 8 .5 – Утилизационная детандерная энергетическая установка УДЭУ-2500-УХЛ4.
http://www.rada.com.ua/images/catalogue/28475.jpg

218
Турбогенераторная установка мощностью 300 квт.
Установка турбогенераторная ТГУ-0,3-6,4-Х -УХЛ2 (рис. 8.6) предназначена
для выработки электроэнергии за счёт энергии избыточного давления газа. Уста-
новка относится к энергосберегающему оборудованию. Она превращает сбросовый
потенциал избыточного давления газа технологического процесса в электрическую
энергию. В случае технологической необходимости, установка может эксплуатиро-
ваться в режиме одновременной выработки электроэнергии и получения холода на
температурном уровне минус 20 °С – минус 30 °С с холодопроизводительностью
около 300 кВт. Турбина, генератор и магнитные подшипники работают в среде
природного газа и конструктивно размещены в общем корпусе. Детандер генератор
располагается на открытом воздухе под навесом, шкаф САУ и аппаратура управле-
ния генератором и магнитным подвесом расположены в помещении операторной.
● Отсутствие маслосистемы исключает загрязнения газа маслом;
● Технология магнитных подшипников обеспечивает срок службы не менее 20
лет;
● Нулевой выброс вредных веществ от турбогенератора;
● Низкий уровень вибрации и шума;
● Турбогенератор удобен в обслуживании, за счёт наличия дистанционной си-
стемы управления и диагностики.
Рис. 8 .6 – Установка турбогенераторная ТГУ-0,3-6,4-Х -УХЛ2
http://www.rada.com.ua/images/catalogue/28475.jpg
Детандер генераторные установки мощностью 8 и 3,5 квт УТДУ (ДГУ)
предназначены для выработки электроэнергии путем утилизации энергии избыточ-
ного давления природного газа на узлах его редуцирования - газораспределитель-
ных станциях (ГРС), на газораспределительных пунктах (ГРП) газотранспортной
системы. ДГУ-8 и ДГУ-3,5 – это детандер генераторные установки, мощностью 8 и
3,5 кВт соответственно, которые вырабатывают электроэнергию за счёт потенци-
альной энергии давления потока газа. Данные установки предназначены для ис-

219
пользования в качестве резервного или основного источника электропитания по-
требителей на ГРС. В частности для электрохимической защиты от коррозии.
Рис. 8 .7 – Внешний вид ДГУ–8
Рис. 8 .8 – Внешний вид ДГУ–3,5
http://www.turbogaz.com.ua/eng/equipment/turbodetandr/dgu.html
Выпускаемые на отечественных заводах турбодетандеры имеют слишком
большую единичную мощность, сложны в изготовлении, и предназначены в основ-
ном для крупных тепловых станций и отопительных котельных. При расходе при-
родного газа 1 тыс. нм
3
/ч, температуре газа на входе в турбодетандер 100 ОС, дав-
лении газа перед и за турбодетандером 1,2 и 0,2 МПа соответственно и КПД турбо-
детандера 80% его мощность составляет примерно 50 кВт. Очевидно, что для полу-
чения более значимой мощности турбодетандера, например, 0,5 или 1 МВт, требу-
ется, чтобы расход природного газа составлял 10 и 20 тыс. нм
3
/ч соответственно. С
целью обеспечения надёжности работы газ потребляющего оборудования конечных
потребителей обычно рекомендуется пропускать через турбодетандеры не весь по-
ступающий к потребителю газ, а только около 30% расхода, остальная часть расхо-
да по- прежнему направляется к потребителю через дроссельные устройства ГРС и
ГРП. Исходя из этого, номинальный расход природного газа к конечному потреби-

220
телю для турбодетандера мощностью 0,5 МВт должен составлять примерно 33 тыс.
нм
3
/ч, а для турбодетандера мощностью 1 МВт - около 66 тыс. нм
3
/ч.
В турбодетандерах используется, как правило, турбина и редко используется
в качестве расширительной машины, например, пневмодвигатель. Эффективность
использования расширительных машин, пневмодвигателей зависит не только от
перепада давления, но и диапазона входных и выходных давлений. Например, диа-
пазон входных давлений 1.6; 1.2; 0,6 МПа и соответственно 1.2; 0,6; 0,3 МПа тур-
бодетандеров на ГРС является оптимальным и позволяет избежать всех трудностей
эксплуатации агрегатов. А смена турбин на пневмодвигатели позволит избавиться
от многих негативных тенденций применения турбин. При этом, конечно, умень-
шится величина отбираемой энергии и уменьшится коэффициент использования
энергии газа. Однако это позволит эксплуатацию турбодетандера без подогревате-
лей газа, значительно упадёт скорость вращения валов агрегата.
При использовании расширительных машин (детандеров) в описанных усло-
виях к ним предъявляются специфические требования: обеспечение высокой степе-
ни расширения газа, надёжная и эффективная работа на переменных режимах, не-
чувствительность к возможному выпадению конденсата и образованию гидратов в
процессе расширения и т.п .
Этим требованиям в полной
мере удовлетворяют винтовые
пневмодвигатели, детандеры,
являющиеся, как и поршневые,
представителями класса объ-
емных машин. В отличие от
поршневых винтовые агрегаты
имеют вращательное движение
рабочих органов, в них отсут-
ствует механизм газораспреде-
ления, нет «мертвого объема».
Винтовой детандер по кон-
струкции аналогичен винтово-
му компрессору и состоит из
корпуса и двух роторов, име-
ющих специальную винтовую
нарезку и находящихся в зацеплении (рис. 8.9). Между всеми рабочими элементами
агрегата имеются гарантированные зазоры, что обеспечивает полное отсутствие
трения в рабочем объеме машины. В то же время существование этих зазоров обу-
славливает наличие основных потерь в детандере – так называемых протечек газа
из полостей с более высоким давлением в полости с пониженным давлением.
Поскольку функции механизма газораспределения выполняют сами роторы, в
агрегате отсутствуют клапаны, являющиеся в поршневых машинах основной при-
чиной дроссельных потерь в процессах наполнения и выталкивания.
Конструкция винтовых машин исключает возможность гидравлических уда-
ров, поэтому такие агрегаты могут надежно работать на влажном конденсатосо-
держащем газе, когда при снижении температуры возможно выпадение конденсата.
Рис. 8.9 – Конструкция винтового детандера
[http://qasltd.com/wpimages/wp7f00b585_06.png]

221
Более того, возможная при существенном снижении температуры потока
конденсация тяжелых углеводородов приводит к уплотнению имеющихся зазоров в
детандере и, следовательно, к повышению эффективности работы машины за счет
уменьшения величины протечек.
Высокий технологический эффект, получаемый при расширении природного
газа в винтовом детандере, а также серийное производство винтовых компрессоров,
которые после некоторых конструктивных изменений могут быть использованы в
качестве расширительных машин, убедительно показывают целесообразность их
использования для обеспечения электроэнергией ГРС и ГРП.
Экспериментальные исследования винтового детандера при работе на при-
родном газе позволили получить ряд характеристик, для оценки экономической
эффективности промышленного использования детандеров. Адиабатный КПД ле-
жит в пределах 0,6-0,7, удельная мощность, вырабатываемая агрегатом, равна 0,024
- 0,026 кВт/нм
3
.
8.1 Технические решения для утилизации энергии газа
разработанные в Кубанском агроуниверситете
Согласно патента No 2138743 устройство для утилизации избыточной энергии
газа, содержащее расширительную и электрическую машину, валы которых соеди-
нены между собой муфтой, отличающийся тем, что в качестве электрической ма-
шины использован асинхронный генератор повышенной частоты тока с конденса-
торным самовозбуждением, причём турбина и асинхронный генератор помещены в
герметическую камеру, содержащую входной и выходной патрубки для движения
газа, и проходные изоляторы, посредством которых генератор соединён с конден-
саторами возбуждения и дополнительно введённым силовым выпрямителем, поло-
жительный и отрицательный вывод которого соединён с инвертором тока, или
электролизной установкой.
Таким образом, впервые нами предложено турбину и генератор размещать в
герметическом корпусе.
Работа устройства поясняется чертежами. На рисунке 8.10 изображён общий
вид устройства: разрез герметической камеры с турбиной, генератором и проход-
ными изоляторами. На рисунках 8.11
–
8.13 изображены электрические схемы
включения АГ и её варианты.
Герметическая камера 1 содержит входной 2 и выходной 3 патрубки для
движения газа. Турбина 4 с помощью муфты 6 выходным валом 5 соединена с ва-
лом 7 АГ 8. С помощью стоек 9 генератор 8 закреплён в герметичной камере 1.
Проходные изоляторы 10 соединяют обмотку статора 11 АГ 8 с конденсаторами
возбуждения 12 и 13 (рис. 8.11 – 8.13). Статорная обмотка 11 соединена с силовым
выпрямителем 14, «+» и «-» которого соединены с электролизной установкой 15
или инвертором тока 16, последний соединяется с линией электропередачи А, В, С.
Устройство для утилизации энергии газа работает следующим образом. Газ высо-
кого давления поступает через входной патрубок 2 к турбине 4, проходит через
турбину, создаёт вращающий момент и с пониженным давлением проходит между
герметической камерой и корпусом АГ, далее к выходному патрубку 3 и в маги-

222
страли газопровода. В процессе снижения давления возникает эффект Джоуля-
Томпсона, газ охлаждается и охлаждает АГ 8, что повышает общий КПД системы.
Рис. 8 .10 – Общий вид: разрез герметической камеры с турбиной, генератором
и проходными изоляторами
При достижении опреде-
лённой скорости вращения
турбины 4 АГ 8 самовозбуж-
дается от конденсаторов 12
(рис. 8.11). Напряжение АГ
через проходные изоляторы
10 подаётся на силовой вы-
прямитель 14, выпрямляется
и выпрямленное напряжение
«+» и «-» подаётся на элек-
тролизную установку 15, где
получают кислород и водо-
род. Выход выпрямителя 14
можно использовать и для
других целей. Если имеется
рядом с газопроводом линия
электропередачи, то на вы-
ход выпрямителя 14 присо-
единяется инвертор 16 (рис.
8.13), который преобразует
постоянный ток выпрямите-
ля 14 в переменный ток не-
обходимой частоты. Тогда
мощность АГ отдаётся в сеть
и расходуется по токоприём-
никам подключённым к этой
сети.
В зависимости от харак-
тера и диапазона изменения
Рис. 8 .11 – Схема АГ с параллельной системой
возбуждения и стабилизации напряжения
Рис. 8 .12 – Схема АГ с параллельно - последовательной
системой возбуждения и стабилизации напряжения
Рис. 8 .13 – Схема АГ при работе с инвертором тока

223
нагрузки, конденсаторная батарея 13 (рис. 8.12, 8.13) может подключаться парал-
лельно к обмотке статора 11 или последовательно. Эта батарея конденсаторов
необходима для компенсации реактивной составляющей нагрузки и подключается
параллельно, если нагрузка изменяется в небольших пределах и последовательно,
если нагрузка изменяется в больших пределах.
Предлагаемое устройство для утилизации энергии газа имеет следующие
преимущества:
1. Турбина и генератор помещены в герметическую камеру, поэтому нет
необходимости в их герметизации. Для этих целей пригодные серийные машины.
2. Асинхронные генераторы с короткозамкнутым ротором допускает частоту
вращения ротора до 15000 об/мин, поэтому они могут соединяться «вал» в «вал»
непосредственно с высокоскоростными турбинами.
3. Асинхронный генератор на повышенную частоту тока и высокоскоростная
турбина позволяют изготавливать энергетический блок с высокими удельными
массогабаритными показателями, 0,8-1,0 кг/кВт, что особенно важно для удалён-
ных районов страны, где пролегают трассы трубопроводов.
4. Предлагаемое устройство позволяет расширить область применения. Его
можно использовать, как автономный источник для электролизной установки,
освещения, обогрева помещений, теплиц, катодной защиты и т.д . Или в режиме ре-
куперации энергии, если имеется рядом линия электропередачи, при этом исполь-
зуется инвертор тока, синхронизируемый сетью.
5. Асинхронный генератор может работать в широком диапазоне скоростей,
поэтому предлагаемое устройство можно использовать в газопроводах с различным
перепадом давления. При этом просто решается вопрос регулирования давления на
выходе- путём изменения нагрузки на генераторе.
Параллельная работа асинхронного генератора с сетью для рекуперации
энергии, представлена в газотурбогенераторе [46]. Конструктивно он аналогичен
предыдущему устройству.
Для эффективной работы газотурбогенератора разработан способ управления
асинхронным генератором при параллельной работе с сетью и устройство для его
осуществления [90, 109].
В разработанном способе управления асинхронным генератором при парал-
лельной работе с сетью путём перевода асинхронной машины из двигательного ре-
жима в режим асинхронного генератора увеличением частоты вращения приводно-
го двигателя, асинхронный генератор статорной обмоткой соединяют параллельно
с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора. Этот транс-
форматор посредством регулирования коэффициента трансформации трансформа-
тора поддерживает напряжение на статоре асинхронного генератора в пределах (93-
100)% от номинального напряжения в функции активной мощности АГ.
Для проверки способа управления асинхронным генератором в лаборатории
кафедры электрических машин и электропривода Кубанского ГАУ изготовили спе-
циальный стенд, состоящий из двух двигателей и аппаратуры управления. Исследу-
емый асинхронный двигатель 4А100L2У3 ( нP = 5,5 кВт,
0
n = 3000 об/мин,
 =87,5%, cos =0,9) и двигатель постоянного тока (ДПТ) типа 2ПН132МУХЛ4
(нP =10,5кВт,
н
U=220В,
н
n = 2500÷3500 об/мин) соединили «вал» в «вал» через

224
эластичную муфту и закрепили на основании стенда. Частота вращения приводного
ДПТ регулируется изменением напряжения на якоре ДПТ источником постоянного
тока необходимой мощности [11, 20, 75, 106].
Проверка способа управления асинхронным генератором осуществляется
следующим образом. Исследуемый асинхронный двигатель включили в сеть через
регулируемый трёхфазный автотрансформатор. На обмотке статора исследуемого
асинхронного двигателя устанавливали фиксированное линейное напряжение: 355,
360, 365, 380, 385, 390 В. При каждом значении фиксированного напряжения на
статоре, приводным двигателем постоянного тока повышали частоту вращения ис-
следуемого асинхронного двигателя, переводя его из режима двигателя в режим
асинхронного генератора.
Частота вращения контролировалась бесконтактным тахометром типа
VICTOR DM623P+, а электрические параметры записывались анализатором сети –
CIRCUTOR AR5. По этим данным построены графики на рисунках 8.14 и 8.15.
Сущность технического решения реализующего способ управления асинхронным
генератором при параллельной работе с сетью поясняет схема функциональная на
рисунке 8.16. АГ 1 с приводным двигателем 2, статорной обмоткой 3 через вторич-
ные обмотки 4 трансформатора 5 соединён с сетью 6. Первичные обмотки 7 транс-
форматора 5 имеют отпайки 8 и 9, которые соединяются в нулевую точку 10 через
оптоэлектронные реле переменного тока 11 и 12, имеющие входы 14 и 15 соеди-
нённые с выходами 16 и 17 аналого-цифрового преобразователя 18, преобразую-
щего аналоговый сигнал от датчика активной мощности 19 в дискретный сигнал
управления оптоэлектронными реле переменного тока, например, типа
5П36.3ТМА1 или аналогичное с контролем перехода напряжения через ноль.
Рис. 8 .14 – Зависимость мощности АГ от скорости вращения: (1 - 1
U 355В,
2-2
U 360В,3 - 3
U 365В,4 - 4
U 380В,5 - 5
U 385В,6 - 6
U 390В)
Устройство для реализации способа работает следующим образом. При уве-
личении скорости (частоты) вращения приводного двигателя 2, асинхронный гене-
ратор 1 переходит в режим работы параллельно с сетью.

225
Рис. 8 .15 – Зависимость cos АГ от мощности нагрузки: (1 - 1
U 355В,
2-2
U 360В,3 - 3
U 365В,4 - 4
U 380В,5 - 5
U 385В,6 - 6
U 390В)
В это время устройство управления 18, с аналого-цифровым преобразовате-
лем (АЦП) и распределителем импульсов, подаёт управляющий сигнал на вход 15
оптоэлектронного реле 12 с рабочими симисторами 13. Последние открываются в
момент перехода синусоиды через ноль и замыкают отпайки 8 вольтодобавочного
трансформатора 5 в нулевую точку 10, тем самым уменьшая коэффициент транс-
формации трансформатора 5 до минимального уровня.
При этом на выходе обмотки 4 вольтодобавочного трансформатора и в сети 6
напряжение будет максимальным, и от асинхронного генератора 1 в сеть 6 будет
поступать активная максимальная мощность.
Рис. 8 .16 – Схема функциональная асинхронного генератора
при параллельной работе с сетью

226
Если активная мощность АГ 1 превысит допустимую (установленную для
конкретного АГ), то от датчиков активной мощности 19 увеличивается сигнал, ко-
торый обрабатывается устройством управления 18. Устройство управления отклю-
чает сигнал управления с выхода 15 оптоэлектронного реле 12 и его симисторные
ключи 13 отключают отпайки 8 от нулевой точки 10.
Одновременно устройство управления 18 подаёт сигнал на вход 14 другого
оптоэлектронного реле 11 с аналогичными 13 симисторными ключами. Реле 11 со-
единяет отпайки 9 с нулевой точкой 10 и вольтодобавочный трансформатор 5 уве-
личивает коэффициент трансформации. На статорной обмотке 3 асинхронного ге-
нератора на выходе обмотки 4 и сети 6 снижается напряжение, асинхронный гене-
ратор 1 уменьшает передачу активной мощности.
Процесс переключения отпаек 8 и 9 и изменение коэффициента трансформа-
ции вольтодобавочного трансформатора 5 происходят при изменении напряжения
сети 6 вызванного внешними воздействиями или при изменении скорости (частоты)
вращения приводного двигателя 2.
Достоинство предлагаемого способа управления асинхронным генератором и
устройства для его осуществления заключается в следующем:
1. Асинхронный генератор работает при оптимальном значении напряжения
на статоре. В этом случае его энергетические характеристики отвечают номиналь-
ным значениям, предусмотренным заводом изготовителем.
2. Вольтодобавочный трансформатор активную мощность передаёт только
вторичной обмоткой, поэтому его мощность и габариты минимальны.
3. Изменение коэффициента трансформации происходит при переходе сину-
соиды через ноль, поэтому исключены помехи и коммутационные перенапряжения.
Исследования [14, 15] показали, что при большом диапазоне изменений ско-
ростей вращения турбины, снижаются энергетические показатели устройства. Это
следует из формулы потерь в асинхронном двигателе:

2
0
0
эл
PМ
Мs





,
где
2
эл
P
 – электрические потери в роторе, Вт;
М – вращающий момент, Нм;
02/
fp


–
скорость вращения магнитного поля, с
–1
;
f – частота питающего тока, Гц;
p – число пар полюсов,
1,2,3...
pn

;
 – скорость вращения ротора АД (АГ), с
–1
;
s – скольжение, о.е.
Таким образом, при высокой номинальной скорости вращения 0
 и больших
перепадах скорости вращения ротора  (т.е. скольжения s ) будут и большие поте-
ри энергии в роторе электрической машины. Для повышения эффективности нами
разработана новая конструкция газотурбогенератора с многоскоростным асинхрон-
ным генератором [69, 70].
Принцип действия газотурбогенератора поясняется чертежами, где на рис.
8.16 изображена конструкция, а на рис. 8.17
–
электрическая схема соединений
элементов газотурбогенератора.

227
Рис. 8 .17 – Конструкция газотурбогенератора с многоскоростным
асинхронным генератором (патент 2257515)
Газотурбогенератор работает следующим образом. Газ высокого давления
поступает во входной патрубок 2 герметической камеры 1, проходит через турбину
4, создавая при этом вращающий момент и снижая давление. Газ низкого давления
проходит в пространстве между корпусом герметической камеры 1 и корпусом
многополюсного АГ 8, поступает к выходным патрубкам 3 и далее в газопровод.
Рис. 8 .18 – Схема соединений элементов газотурбогенератора
Допустим, в начальный момент времени контактор 12 находится в положе-
нии, показанном на рис. 8.18, т.е . три нижних контакта замкнуты, а верхние разо-
мкнуты. В таком положении многополюсная обмотка АГ 8 включена на низшую
скорость вращения, например, 1500 мин
–1
(2
p  ). При увеличении скорости вра-
щения турбины 4 и многополюсного АГ 8 выше скорости вращения магнитного
поля(1
01
nn
 ), многополюсный АГ переходит в режим генераторного торможения
с отдачей активной мощности в сеть А, В, С.
При увеличении расхода газа увеличивается скорость вращения турбины,
растут активные потери в роторе многополюсного АГ. При достижении скорости
вращения 2
02
nn
 , например, 3100 мин
–1
, датчик скорости 11 подаёт сигнал управ-
ления, и контактор 12 переключается. Верхние по схеме контакты замыкаются (рис.

228
8.18), а нижние размыкаются. АГ 8 переключается на другое число пар полюсов.
Скорость вращения магнитного поля становится 3000 мин
–1
, скольжение снижает-
ся, снижаются потери в роторе, активная мощность отдаётся в сеть с более высоки-
ми энергетическими показателями.
В качестве многополюсного АГ могут использоваться двух-, трёх-, четырёх-
скоростные генераторы. Чем больше полюсов у АГ, тем выше эффективность га-
зотурбогенератора. Причём механические характеристики генераторов могут быть
различны, в зависимости от механической характеристики турбины (с постоянным
моментом, с постоянной мощностью, вентиляторная и т.д.).
Перспективно в применении автономное устройство для утилизации энергии
газа (рис. 8.19) [69]. Оно содержит герметическую камеру 1, входной 2 и выходные
3 патрубки для движения газа. Турбина 4 соединена с датчиком скорости 5 и веду-
щим валом 6 электромагнитной муфты 7 с обмоткой управления 8, выходной вал 9
электромагнитной муфты 7 соединён с ротором 10 многополюсного асинхронного
генератора 11, который с помощью стоек 12 закреплён в герметической камере 1.
Проходные изоляторы 13 (рис. 8.20) соединяют обмотки статора 14, 15 и датчик
скорости 5 с блоком коммутации 16, а обмотку управления 8 с усилителем 17. Вы-
ход блока коммутации 16 соединён с конденсатором возбуждения 18, дополнитель-
ными конденсаторами 19 с выходными зажимами 20, устройством стабилизации
напряжения 22, силовым выпрямителем 21 и формирователем импульсов 23. кото-
рый соединён с первым входом устройства синхронизации, а его второй вход По-
следний соединён с задающим генератором частоты 25, выход устройства синхро-
низации соединён со входом усилителя 17, выход силового выпрямителя 21 соеди-
нён с электролизной установкой 26, любой нагрузкой или инвертором тока 27, а
последний с линией электропередач.
Рис. 8 .19 – Автономное устройство для утилизации энергии газа
В качестве турбины 4 может быть использована серийная или специальной
конструкции. В качестве многополюсного асинхронного генератора 11 можно при-
менять многоскоростной двигатель единой серии (например, четырёхскоростной
750/1000/1500/3000 мин
-1
) или специальной конструкции на частоту тока 100, 200,
300, 400 Гц. В качестве электромагнитной муфты можно использовать любую бес-

229
контактную порошковую или асинхронную с допустимой скоростью вращения и
передаваемым моментом. За счёт скольжения в электромагнитной муфте 7 проис-
ходит стабилизация частоты многополюсного асинхронного генератора 11.
Рис. 8 .20 – Схема функциональная автономного устройства для утилизации энергии газа
Принцип действия современного газотурбогенератора [105] поясняется чер-
тежами, где на рисунке 8.21 – изображена конструкция газотурбогенератора с ча-
стичным разрезом; на рисунке 8.22 – изображена конструкция фазы нагревательно-
го устройства с частичным разрезом; на рисунке 8.23 – разрез фазы нагревательно-
го устройства по линии А-А; на рисунке 8.24 – функциональная электрическая схе-
ма соединений элементов и узлов газотурбогенератора.
Рис. 8 .21 – Конструкция газотурбогенератора с частичным разрезом

230
Рис. 8 .22 – Конструкция фазы нагревательного
устройства с частичным разрезом
Рис. 8 .23 – Разрез фазы нагревательного
устройства по линии А-А на рисунке 8.22
Газотурбогенератор (рис.
8.21) содержит герметическую
камеру 1 с входным 2 и вы-
ходным трубопроводом 3.
Турбина 4 с выходным валом
5, через муфту 6 соединена с
валом 7 асинхронного генера-
тора 8, который с помощью
стоек 9 крепится к корпусу
герметической камеры 1. Се-
тевой газ в герметическую
камеру 1 поступает через
трёхфазное устройство подо-
грева газа 10, которое посред-
ством фланцев 11 и 12 соеди-
нено с входным трубопрово-
дом 2 и герметической камерой 1. Проходные изоляторы 13 соединены с одной
стороны с блоком управления 14, а с другой стороны с обмотками асинхронного
генератора 8 и датчиком 15 частоты вращения турбины 4. Блок управления 14 со-
единён с силовой сетью 16.
Каждая фаза трёхфазного устройства подогрева газа 10 (рисунок 8.22 и 8.23)
состоит из обмотки 17, которая намотана на немагнитную токопроводящую трубу
18, с фланцами 11 и 12. Внутри немагнитной трубы 18 расположена ферромагнит-
ная труба 19 герметически закрытая с шихтованным магнитопроводом 20 из элек-
тротехнической стали внутри. Между трубами 18 и 19 имеется зазор 21 для про-
хождения нагреваемого газа в тонком слое. На внешней стороне немагнитной тру-
бы 18 закреплён датчик температуры 22.
Асинхронный генератор 8 (рисунок 8.24) содержит основную 24 и вспомога-
тельную 25 трёхфазные обмотки, соединённые по схеме «звезда» и смещённые по
окружности статора на 60 градусов друг относительно друга. Основная трёхфазная
обмотка генератора 24 фазными выводами соединена через проходные изоляторы
10
17
22
32
31
13
25
4
8
28
27
29
26
30
13
24
15
5
6
7
16
Рис. 8 .24 – Функциональная электрическая схема
соединений элементов и узлов газотурбогенератора

231
13 одновременно с регулируемыми конденсаторами 26 с трёхфазным выпрямите-
лем 27 в их нулевой точке, соединённым с регулирующим элементом в виде БТИЗ
28 управляемого ШИМ сигналом от датчика активной мощности 29, а так же с пи-
тающей сетью 16 через датчик активной мощности 29 и контакты контактора 30
управляемого от датчика частоты вращения 15 турбины 4. Вспомогательная трёх-
фазная обмотка 25 через проходные изоляторы 13 фазными выводами соединена
через электронный коммутатор 31 управляемый сигналом от датчика температуры
22 устройства подогрева газа 10, с косинусными конденсаторами 32 и фазными вы-
водами обмотки 17 трёхфазного устройства подогрева газа 10.
В блок управления 14 входит электронный коммутатор 31 с косинусными
конденсаторами 32, регулируемые конденсаторы 26 с трёхфазным выпрямителем
27 в их нулевой точке, с регулирующим элементом в виде БТИЗ 28 управляемого
ШИМ сигналом от датчика активной мощности 29, контактор 30 управляемый от
датчика частоты вращения 15.
В качестве электронного коммутатора 31 может применяться твердотельные
реле серия GTH (200-500 А) или аналогичные с коммутацией при переходе напря-
жения через «ноль» [http://www.intraf.ru/index345.htm].
В качестве датчика частоты вращения 15 может применяться индуктивные
или магниточувствительные датчики с необходимыми параметрами по частоте
вращения и нагрузки, например, типа ВТИЮ.7019, ВТИЮ.703 [http://teko-
com.ru/teko/device/10426].
В качестве датчика активной мощности 29 может применяться датчик изме-
рения активной мощности ДИМ-200 с выходным устройством широтно- импульс-
ной модуляции (ШИМ) [http: //www. prommetr.ru/].
В качестве датчика температуры 22 может применяться термопара или тер-
мометр сопротивления типа ТСМ совместно с измерителем- регулятор температу-
ры «ОВЕН - 2ТРМ1» с возможностью управлять твердотельными реле [http: //www.
owen. га/ catalog/ 57656033].
В газотурбогенераторе трёхфазное устройство подогрева газа 10 (рисунок
8.22 и 8.23) работает следующим образом. Электромагнитное поле, создаваемое
каждой обмоткой 17, пронизывает магнитопровод 20. Верхняя немагнитная труба
18 работает как короткозамкнутый виток, вызывая активные потери по всей длине,
и является «прозрачной» для электромагнитной волны. Ферромагнитная труба
(определённой толщины, например, 4-5 см) для определённой частоты (например,
50 Гц) и напряжённости магнитного поля (например, 6000-7000 А/м) является по-
лупрозрачной, т.е. электромагнитная волна может проникнуть через толщину тру-
бы и возбудить в ней вихревые токи и соответственно потери энергии. Но оконча-
тельно электромагнитная волна не затухает и достигает шихтованного сердечника
20, в котором возникает поток электромагнитной индукции, последний наводит
вторичную ЭДС в трубе 19, создаёт ярко выраженный поверхностный эффект и
дополнительные потери, передаваемые нагреваемой среде. Таким образом, в трубах
возникают активные потери, вызывающие их нагрев. Поэтому при прохождении
газа между трубами, он нагревается в тонком слое с двух сторон.
Газотурбогенератор работает следующим образом (рисунок 8.21). Сетевой
газ поступает во входной трубопровод 2, проходит через трёхфазное устройство

232
подогрева газа 10 между трубами 18 и 19, от которых он нагревается и поступает на
турбину 4. Под действием газа турбина приводится во вращение.
Момент вращения от турбины 4 через её выходной вал 5, муфту 6 передаётся
на вал 7 асинхронного генератора 8. При определённой частоте вращения турбины
4 асинхронный генератор самовозбуждается через основную трёхфазную обмотку
24 от регулируемых конденсаторов 26 (транзистор 28 в исходном состоянии открыт
за счёт схемных решений, не представленных здесь в описании). При увеличении
частоты вращения турбины 4 и асинхронного генератора 8 до синхронной частоты
вращения, например, до 3000 мин-1, датчик частоты вращения 15 подаёт сигнал на
контактор 30. Он включается, и напряжение от основной трёхфазной обмотки 24
поступает в питающую сеть 16.
Дальнейшее увеличение частоты вращения приводит к тому, что асинхрон-
ный генератор выдаёт активную мощность в сеть 16. Датчик активной мощности 29
подаёт ШИМ сигнал на управление транзистора 28. Происходит ограничение мощ-
ности на заданном уровне (обычно номинальная мощность).
Одновременно при самовозбуждении асинхронного генератора 8 на вспомо-
гательной трёхфазной обмотке 25 появляется напряжение, которое через электрон-
ный коммутатор 31 поступает на трёхфазные обмотки 17 трёхфазного устройства
подогрева газа 10 и косинусные конденсаторы 32. Происходит подогрев сетевого
газа в тонком слое между трубами 18 и 19. При достижении заданной температуры
нагревателя датчик температуры 22 подаёт сигнал на отключение трёхфазного
устройства подогрева газа 10 посредством электронного коммутатора 31.
Электронный коммутатор 31 по сигналу от датчика температуры 22 периоди-
чески включает и отключает трёхфазное устройство подогрева газа 10 и косинус-
ные конденсаторы 32. Причём косинусные конденсаторы 32 выбраны таким обра-
зом, чтобы совместно с индуктивностью обмоток 17 коэффициент мощности их
был больше единицы.
При снижении частоты вращения турбины 4 и АГ 8 ниже синхронной,
например, ниже 3000 мин-1, датчик частоты вращения 15 подаёт сигнал на отклю-
чение контактора 30. Основная трёхфазная обмотка 24 отключается от питающей
сети 16, чтобы асинхронный генератор не перешёл в двигательный режим работы с
потреблением энергии из сети и это повышает эффективность работы. Асинхрон-
ный генератор 8 остаётся возбуждённым от регулируемых конденсаторов 26, а
трёхфазное устройство подогрева газа 10 в функции температуры от датчика тем-
пературы 22 продолжает подогрев сетевого газа и этим повышает эффективность
турбогенератора. В таком режиме турбогенератор работает до тех пор, пока не уве-
личится расход сетевого газа, и турбина 4 не увеличит обороты выше синхронной
частоты вращения асинхронного генератора 8. Его основная трёхфазная обмотка 24
опять подключается к сети 16, и описанный ранее процесс повторяется.

233
9 СИСТЕМЫ ГЕНЕРАЦИИ И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Технические характеристики ВЭУ в большой степени определяются типом ее
компоновки (или принципиальной схемой), которых на сегодняшний день в мире
разработано множество. На сегодняшний день ВЭУ малого (от 10 до 100 кВт) и
среднего (от 100 до 500 кВт) диапазона мощностей по типам систем генерации
можно условно разделить:
 ВЭУ на базе асинхронного генератора с короткозамкнутым ротором;
 ВЭУ на базе асинхронного генератора двойного питания;
 ВЭУ на базе синхронного генератора с традиционной системой возбуждения;
 ВЭУ на базе синхронного электрогенератора с системой возбуждения от по-
стоянных магнитов.
ВЭУ на базе асинхронного генератора с короткозамкнутым ротором.
ВЭУ с асинхронным генератором с короткозамкнутым ротором, под-
ключаемым напрямую в сеть. Асинхронные генераторы напрямую связанные с
сетью (рис. 9.1) успешно применяются в ВЭУ на протяжении десятилетий, особен-
но в комбинации с нерегулируемыми лопастями они изначально представляли по-
давляющее большинство ВЭУ.
Короткозамкнутый ротор, ис-
пользующийся в небольших уста-
новках, с точки зрения цены и
надежности, является непревзой-
денным и не требует сложного ре-
гулирования углом атаки лопастей.
Потребление реактивной мощ-
ности асинхронного генератора
возрастает пропорционально с его
вырабатываемой активной мощно-
стью. Таким образом, для более или менее полной компенсации необходимо иметь
регулируемый источник реактивной мощности.
Один набор конденсаторов может только обеспечить статическую компенса-
цию только для одной рабочей точки. Разница будет скомпенсирована за счет по-
требления реактивной мощности из сети, либо необходимо иметь набор переклю-
чаемых конденсаторов.
ВЭУ с асинхронным генератором с короткозамкнутым ротором, под-
ключаемым через вставку постоянного тока. В схеме (рис. 9.2) асинхронный
генератор может работать в широком диапазоне скоростей вращения ротора, что
обеспечивает более эффективную работу лопастной системы при изменении скоро-
стей ветра и обеспечивает сглаживание флуктуаций от потока ветра.
В данной схеме компенсация реактивной мощности происходит за счет пол-
ного преобразования частоты выходного тока. Достоинствами этой схемы является
ее высокая надежность работы. Недостатком этой схемы является снижение общего
КПД системы, за счет введения преобразователя частоты, КПД которого составляет
около 95%. Кроме этого эта схема является относительно дорогой.
Мульти-
пликатор
Нагрузка
АГ
Рис. 9 .1 – ВЭУ на базе АГ с короткозамкнутым
ротором, подключаемого напрямую в сеть

234
ВЭУ с асинхронным ге-
нератором с короткоза-
мкнутым ротором, под-
ключаемым через непо-
средственным преобразо-
вателем частоты. В схеме
(рис. 9.3) компенсация реак-
тивной мощности происхо-
дит за счет преобразования частоты выходного тока через непосредственный пре-
образователь переменного тока. Достоинствами этой схемы является ее высокая
надежность работы. Это решение, так же позволяет работать АГ с переменной ско-
ростью вращения, что улучшает эффективность работы ротора ВЭУ.
ВЭУ с асинхронным генерато-
ром с короткозамкнутым ротором
с динамическим контролем сколь-
жения. Регулирование скорости
скольжения асинхронного генерато-
ра дает возможность регулировать
параметры выдаваемого электриче-
ского тока.
Динамическое
регулирование
скольжения осуществляется за счет
подключения или отключения к цепи
ротора внешних резисторов (рис. 9.4), изменяя тем самым сопротивление его обмо-
ток. Недостатком данной схемы является более узкий диапазон оборотов вращения
ротора, чем в предыдущих схемах.
ВЭУ а базе асинхронного гене-
ратора двойного питания. В асин-
хронном генераторе двойного питания
(рис. 9.5), мощность скольжения
асинхронного генератора не только
выдается в сеть, но и наоборот, ротор
может снабжается энергией из сети.
Таким образом, достигается возмож-
ность эксплуатации генератора на
скоростях выше и ниже синхронной.
Частота, генерируемая инвертором
накладывается на частоту вращающегося поля ротора, для того чтобы полученная
суммированная частота осталась постоянной вне зависимости от частоты вращения
ротора. Частота вращения (диапазон скоростей) определяется частотой подаваемой
на ротор.
В нормальном рабочем диапазоне, асинхронный генератор двойного питания
работает подобно синхронной машине. Контролируя амплитуду и фазу переменно-
го тока в цепи ротора, генератор способен выдавать любое значение активной и
реактивной мощности или, другими словами, генератор может работать на требуе-
мом коэффициенте мощности.
Рис. 9 .2 – ВЭУ на базе АГ с короткозамкнутым ротором,
подключаемого через вставку постоянного тока
Мульти-
пликатор
Нагрузка
АГ


Рис. 9 .3 – ВЭУ на базе АГ с короткозамкнутым
ротором, подключаемого через
непосредственный преобразователь частоты
Мульти-
пликатор
Нагрузка
АГ
Рис. 9.4 – ВЭУ на базе АГ с КЗ ротором
с динамическим контролем скольжения

235
Различные режимы рабо-
ты требуют сложную систе-
му управления инвертором.
С другой стороны управля-
емый АГ двойного питания
объединяет преимущества
синхронных и асинхронных
машин. Помимо возможно-
сти его работы на перемен-
ных оборотах, его преиму-
щество заключается в раздельном управлении активной и реактивной мощностью.
Другим достоинством АГ двойного питания является тот факт, что только
треть вырабатываемой генератором энергии проходит через цепь ротора. Вслед-
ствие чего может быть использован инвертор меньшей мощности (по сравнению с
синхронным генератором, для которого требуется преобразование всей мощности,
вырабатываемой генератором), с соответственно меньшей стоимостью и потерями.
ВЭУ на базе синхронного генератора с традиционной системой возбуж-
дения.
ВЭУ с синхронным генератором, подключаемым напрямую в сеть. Боль-
шим преимуществом этого решения (рис. 9.6) является тот факт, что компенсации
реактивной мощности не требуется. Однако это преимущество уравновешиваются
рядом недостатков.
Самостоятельная компенсация дина-
мических нагрузок со сторону ветра
возможна лишь при относительно не-
большом градиенте скоростей ветра, при
сильных порывах ветра, может произой-
ти потеря синхронизации генератора.
Кроме этого, возникают трудности син-
хронизации частоты тока генератора с
частотой сети, что требует применения
комплекса автоматического оборудования синхронизации.
В подобного рода машинах возникает сложность со сглаживанием флуктуа-
ций потока ветра, которые через системы трансмиссии и генерации энергии пере-
даются в сеть в виде скачков мощности.
ВЭУ с синхронным генератором, подключаемым через вставку постоян-
ного тока. В схеме (рис. 9.7) СГ может работать в широком диапазоне скоростей
вращения ротора, что обеспечивает более эффективную работу лопастной системы
при изменении скоростей ветра. и обеспечивает сглаживание флуктуаций от потока
ветра (турбулентности, порывы и пр.), предотвращая их передачу через системы
трансмиссии, генерации и преобразования энергии и далее в сеть.
Недостатком этой схемы является снижение общего КПД системы, за счет
введения преобразователя частоты, КПД которого составляет около 95%. Кроме
этого эта схема является относительно дорогой за счет использования современных
выпрямителей на IGBT диодах.
Мульти-
пликатор
Нагрузка
АГ




Рис. 9 .5 – ВЭУ на базе АГ с фазным ротором
двойного питания
Мульти-
пликатор
Нагрузка
СГ
Рис. 9 .6 – ВЭУ на базе СГ, подключаемым
напрямую в сеть

236
Мульти-
пликатор
СГ


Нагрузка


Рис. 9 .7 – ВЭУ на базе СГ, подключаемого через вставку постоянного тока
ВЭУ на базе синхронного электрогенератора с системой возбуждения от
постоянных магнитов. Главными достоинствами генераторов на постоянных
магнитах (рис. 9.8) являются:
 отсутствие необходимости подавать часть энергии на возбуждение, что ве-
дет к увеличению их КПД;
 возможность использования прямоприводных схем трансмиссии, что зна-
чительно увеличивает надежность работы ВЭУ в целом.
Нагрузка


а)
Нагрузка




б)
Рис. 9 .8 – ВЭУ на базе СГ: а – подключение через преобразователь переменного тока;
б – подключение через вставку постоянного тока;
Синхронные генераторы на постоянных магнитах нашли применение лишь в
ВЭУ малой мощности (до 100 кВт). В ВЭУ средней (от 100 до 500 кВт) и большой
(от 500 кВт и выше) они практически не используются из-за высокой стоимости
магнитных материалов (например, неодим железо или экзотические материалы,
такие как, самарий кобальт) и сложности их сборки.
Синхронные генераторы на постоянных магнитах, по сравнению с генерато-
рами с электрическим возбуждением, имеют худшее регулирование, так как вы-
ходное напряжение не может контролироваться частотой возбуждающего тока. По-
этому на выходе генератора ставятся преобразователи электрического тока.
9.1 Генераторы для ветроустановок
Из всех возможных классов электромеханических преобразователей энергии
практическое применение находят индуктивные преобразователи, в которых
преобразование энергии происходит за счет изменения индуктивности
(потокосцеплений) обмоток, расположенных на двух основных частях - статоре и
роторе. При этом преимущественно цилиндрический вращающийся ротор

237
располагается влутри статора, также имеющего форму полого цилиндра. В
отдельных установках ротор, имеющий форму кольца, располагают снаружи
статора, и такие машины называют машинами с внешним ротором.
По роду тока они разделяются на машины переменного и постоянного тока.
Машины переменного тока делятся на синхронные и асинхронные, а также на
коллекторные машины переменного тока. Коллекторные машины отличаются от
синхронных и асинхронных тем, что имеют механический преобразователь частоты
и числа фаз - коллектор, который соединен с обмоткой статора или рстора.
Машины постоянного тока также имеют на роторе коллектор, выполняющий
функцию механического выпрямителя в генераторах и механического инвертора в
двигателях. Если в электрической машине вращается только один элемент - ротор,
то она называется одномерной. Возможны поэтому исполнения, когда вращаются в
противоположные стороны и статор, и ротор. В этом случае электрическая машина
является двухмерной.
Ротор электрической машины переменного тока может не иметь обмоток
возбуждения. В таких машинах магнитное поле возбуждения создается
постоянными магнитами, и они называются генераторами с постоянными
магнитами.
Явно выраженные конструкции полюсов на статоре и роторе принадлежат
индукторным машинам или параметрическим, в которых преобразование энергии
осуществляется за счет периодического изменения магнитного сопротивления
воздушного зазора. Конструктивные исполнения индукторных машин весьма
разнообразны. Они могут иметь два статора с размещенной между ними обмоткой
возбуждения и два ротора, или один статор и ротор с явно выраженными, так
называемыми когтеобразными полюсами, при этом обмотка зозбуждечия
располагаете или на роторе, или в торцевых частях статора.
Большинство названных электрических машин: асинхронные, синхронные, с
постоянными магнитами, индукторные - находят широкое применение в качестве
генераторов в ветроустановках. Хорошую перспективу имеют также и генераторы
торцового исполнения, в которых статор и ротор выполняются в форме дисков и в
которых преобразование энергии осуществляется в воздушном промежутке между
этими дисками [хххх].
Эти генераторы подробно рассмотрены в доступной литературе [хххх]. По-
этому в этой главе приводим результаты исследований генераторов различных кон-
струкций пригодных для применения в ветроэнергетике и гидроэнергетике малой
мощности. Эти исседования выполнены на факультете энергетики Кубансгого гос-
агроуниверситета.
9.1 .1 Синхронные генераторы с прямым токовым управлением
Из существующих СГ небольшой мощности серии: ОС, ЕСС, ГАБ и др. ни
один не отвечает современным требованиям по качеству напряжения, принимаемой
мощности, КПД. Самые распространенные электростанции российского производ-
ства типа АБ-2 и АБ-4 с СГ ГАБ-2 и ГАБ-4 имеют принципиальные идентичные
схемы (рис. 9.9). Неудовлетворительные энергетические показатели, на наш взгляд,
связаны с тем, что в этих СГ большие потери в компаундирующих сопротивлениях.

238
Для проверки
этой гипотезы были
проведены испыта-
ния СГ в различных
режимах работы по
методике, рекомен-
дуемой ГОСТом по
определению потерь
мощности синхрон-
ных машин. С уче-
том схемы (рис. 2.1)
составляющие
по-
терь и КПД опреде-
ляли по следующим зависимостям [27].
Коэффициент полезного действия
1
н
P
PP




где
cos
н
нф
нф
PmUI





, кВт – активная номинальная мощность генератора;
P
 – общие потери при номинальной нагрузке, которые определяются по
формуле.
1
1
1
э
а
z
мех
пов
доб
воз
PPPPPPPP




,
где
1э
P – основные электрические потери в обмотке статора;
1а
P – магнитные потери в ярме магнитопровода статора;
1z
P – магнитные потери в зубцах магнитопровода статора;
мех
P – механические потери в подшипниках и на вентиляцию;
пов
P – потери на поверхности полюсных наконечников;
доб
P – 0,5% от полезной мощности генератора.
2
2
2
2
0,817
0,817
воз
вн
в
щвн
вн
д
вн
к
вн
р
вып
PIr
UI
mIr
mIrIrР











–
потери мощности в системе возбуждения.
где
щ
U
 – падение напряжения в щеточном контакте, В;
вн
I – ток возбуждения номинальный, А;
дr – сопротивление дополнительной обмотки ОД1-ОД3, Ом;
к
r – компаундирующее сопротивление R2-R4, Ом;
р
r – регулировочное сопротивление R5, Ом;
вып
Р
 – потери в выпрямителе, Вт.
Результаты измерения и расчета распределения потерь в системе возбужде-
ния СГ ГАБ-2 приведены на рис. 9.10.
Рис. 9 .9 – Упрощенная схема синхронных генераторов ГАБ-2
и ГАБ-4 . Для ГАБ-2: R1=33 Ом; R2=R3=R4=5,2 Ом; 5=2,8 Ом.
Для ГАБ-4: R1=0 Ом; R2=R3=R4 =2,8 Ом; 5=1,4 Ом

239
Анализ показал, что основные потери приходятся на систему возбуждения, а
точнее на элементы регулирования – компаундирующее и регулировочное сопро-
тивления [18, 19]. Суммарные потери в регулирующих элементах в установивших-
ся режимах превосходят потери в обмотке возбуждения в 3-5 раз и особенно сильно
возрастают при перегрузке генератора. Это происходит обычно в момент запуска
двигательной нагрузки соизмеримой мощности. При этом наблюдается снижение
напряжения на зажимах СГ, а также снижение скорости вращения приводного дви-
гателя с резким увеличением расхода топлива. В этом случае СГ и приводной дви-
гатель имеют низкие энергетические показатели.
С другой стороны, небольшая мощность СГ становится соизмеримой с под-
ключаемой нагрузкой. Поэтому была поставлена задача, создать источник с боль-
шим диапазоном регулирования напряжения и способного принимать нагрузку,
соизмеримую с мощностью СГ.
Для питания электроэнергией
трехфазных и однофазных потре-
бителей, в том числе и бытовых
электроприборов для работы сов-
местно с ВЭУ – нами разработаны
несколько типов СГ с прямым то-
ковым возбуждением [48, 57, 71,
81]. Эти генераторы имеют иден-
тичную схему и компоновку эле-
ментов (рис. 9.11). СГ имеет две
обмотки на статоре и две обмотки
на роторе: токовую обмотку и
напряжения.
Дополнительная ОСД и основ-
ная ОСО обмотки статора 1 сме-
щены одна относительно другой
на 90 электрических градусов,
причем напряжение ОСО обычно
в 5-10 раз больше, чем напряже-
ние на дополнительной обмотке.
После самовозбуждения, при
работе генератора с нагрузкой,
происходят следующие процессы:
в момент подключения нагрузки
соизмеримой
мощности,
ток
нагрузки после выпрямления вы-
прямителем VD5 – VD10 прохо-
дит через ОРД, т. е. происходит
форсирование возбуждения, и создается дополнительный магнитный поток. При
отклонении выходного напряжения изменяется сигнал обратной связи на делителе
R1, изменяется и скважность управляющего сигнала на транзисторе VT1. Если
напряжение уменьшилось, то скважность увеличивается, и наоборот. Соответству-
Рис. 9 .10 – Потери в элементах схемы генератора
ГАБ-2 . 1, 2 – потери в регулирующих элементах
новой схемы; 3, 4 – потери в обмотке
возбуждения; 5, 6 – потери в регулирующем
сопротивлении R5; 7, 8 – потери в
компаундирующих сопротивлениях R2 – R4; 9, 10
–
суммарные потере в регулирующих
сопротивлениях СГ

240
ющим образом изменяется ток регулирующего транзистора VT1 и изменяется ток
ОРО, стабилизируя выходное напряжение. Электронный регулятор возбуждения
DD формирует жесткую внешнюю характеристику.
Анализ мобильных токоприем-
ников и характерных особенно-
стей сварочной дуги позволяет
сделать вывод об актуальности
разработки специального генера-
тора, работающего в режимах от
короткого замыкания до холостого
хода, и обладающего жесткой и
крутопадающей внешними харак-
теристиками [22].
Поиск новых технических воз-
можностей по решению подобной
задачи, проводимый многими ис-
следователями в нашей стране и за
рубежом, как правило, предусмат-
ривал использование двух разных
электрических машин, работаю-
щих от одного двигателя внутрен-
него сгорания или совмещение в
одном корпусе различных элек-
тромеханических устройств. При
этом формирование внешних ха-
рактеристик осуществляется неза-
висимо друг от друга.
Из направлений совершенство-
вания универсальных источников
питания с точки зрения решаемых
задач, целесообразно выделить
предложения по расширению диа-
пазона регулирования возбужде-
ния синхронных генераторов, что позволит формировать различные внешние ха-
рактеристики. С другой стороны для автономной системы всегда сложным является
процесс самовозбуждения и особенно создание источника для питания обмотки
возбуждения.
Многими авторами исследовалась возможность использования дополнитель-
ной обмотки статора в качестве источника питания обмотки возбуждения [38]. Об-
щие недостатки известных систем возбуждения заключаются в том, что дополни-
тельная трехфазная обмотка располагается в пазах статора с основной обмоткой и
через выпрямитель включается последовательно с обмоткой возбуждения без
быстродействующего регулятора возбуждения. Поэтому такие системы возбужде-
ния могут быть настроены на один из режимов работы: жесткая внешняя характе-
ристика или крутопадающая.
Рис. 9 .11 – Схема принципиальная СГ новой
конструкции: статор 1 с основной обмоткой ОСО;
трехфазный выпрямитель VD5 – VD10;
обмотка ротора ОРД; выпрямитель обратной
связи VD1 – VD4; делитель R1; регулирующий
элемент VT1; дискретная схема DD; обмотка
статора дополнительная ОСД; дополнительный
выпрямитель VD11 – VD16; конденсатор фильтра
С1; регулирующий элемент VT1

241
СГ имеет две обмотки на статоре и две обмотки на роторе: токовую обмотку
и напряжения. По токовой обмотке ОРД проходит ток нагрузки и реализуется пря-
мое токовое компаундирование генератора (рис. 9.12).
Габаритные и конструктивные размеры СГ не отличаются от серийных гене-
раторов электроагрегатов АБ-4, за исключением способа крепления и конструкции
обмоток статора и ротора. Ротор имеет три контактных кольца, к которым присо-
единены выводы обмоток возбуждения. Генератор выполнен по международному
стандарту IM-3001 (фланцевое крепление с горизонтальным валом).
Рис. 9 .12 – Конструкция роторов АБ-2,5, АБ-5,0 и генератора АБ-5,0
Разработка новой принципиальной схемы СГ требует оценки энергетических
показателей всех элементов и узлов с целью определения КПД. КПД генератора
г
 определяется отношением полезной мощности 2
P к подводимой 1P или
2
100 1
/(
)
г
PP
P








где
1
2
’
cos
нф нф
н
P
PPmUI





- активная
мощность генератора;
P
 - общие потери при нагрузке, которые определяются:
эо
эд
эор
эдр
у
ст
мех
доп
PP
P
P
P
PP
P
P















,
где
,
эо
эд
PP
- электрические потери в ОСО и ОСД;
,
эор
эдр
PP
- электрические потери в ОРД и ОРО;
y
P
 - потери в цепи управления основной обмотки ротора;
ст
P
 - потери в стали;
мех
P

- механические потери в подшипниках и на вентиляцию;
доб
P
 - добавочные потери 0,5 % от мощности генератора.
Методика определения КПД экспериментально осуществляется путем изме-
рения приборами активной мощности нагрузки н
Р на выходе генератора и сум-
марной мощности на входе генератора н
РР


.
Для определения мощности на
валу генератора используется тарированная машина постоянного тока независимо-
го возбуждения. Составляющие отдельных потерь рассчитывались следующим об-
разом.
Потери в основной обмотке статора:
2
3
эо
го
P
IR

,

242
где
г
I,
о
R – ток нагрузки и сопротивление фазы генератора.
Потери в дополнительной обмотке статора:
2
3
эд
дд
P
IR

,
где
д
R – сопротивление дополнительной обмотки статора:
0,817
ду
II

,
где
у
I – ток управления (возбуждения);
/ду
II= 0,817 – отношение тока фазы к действующему значению тока для
трехфазной мостовой схемы выпрямления.
Потери в дополнительной обмотке ротора равны:
эдр
рд рд
PUI

,
где
рд рд
UI

–
напряжение и ток обмотки ротора дополнительной.
Аналогично потери в основной обмотке ротора:
эор
роу
PUI

.
Потери в цепи управления:
у
уу
эор
PUI
P

,
где
уу
UI

–
напряжение и ток на выходе выпрямителя дополнительной обмотки
статора.
Механические потери определяются при не возбужденном СГ:
.
()
мех
не
хх дпт дпт
P
MM


,
где
не
M – механические потери невозбужденного генератора.
Потери в стали определяем на холостом ходу при номинальном напряжении
статорной обмотки генератора:
ст
хх
мех
э
P
P
P
P







,
где
.
()
хх
воз
хх дпт дпт
P
MM


–
потери холостого хода СГ;
э
эор
у
эд
PP
PP





–
потери электрические в СГ на ХХ.
В соответствии с предлагаемой методикой произведены исследования СГ
мощностью 5,0 кВт. Результаты исследования представлены в графическом виде на
рис. 9.13. КПД нового генератора в сравнении с ГАБ-4 увеличился на 20 – 27%, что
позволило в тех же габаритах увеличить мощность с 4 до 5,0 кВт.
Анализ внешних характеристик показывает:
1. При изменении нагрузки от 0 до номинальной, напряжение изменяется
 10 В при активной нагрузке и +3  -10 В – при нагрузке с cos = 0,8.
2. КПД генератора при активной номинальной нагрузке 85%, и 83% при
cos = 0,8.
К генераторам автономных электростанций предъявляются жесткие требова-
ния по качеству выходного напряжения. Это связано с тем, что генератор должен
запускать двигательную нагрузку мощностью не менее 75% от мощности генерато-
ра, при этом внешняя его характеристика должна быть жесткой. Учитывая, что при

243
пуске двигателей они потребляют реактивную мощность, необходимо в этот мо-
мент форсировать возбуждение генератора. Этого можно достичь путем положи-
тельной обратной связи по току.
На рисунке 9.14 пред-
ставлена схема СГ пере-
менного тока с комбини-
рованным возбуждением
[18, 19].
Генератор
работает
следующим образом. За
счет остаточного намаг-
ничивания
ротора,
в
трехфазной
статорной
обмотке LM появляется
ЭДС, которая за счет ко-
лебательного
контура
статорная обмотка – кон-
денсаторы C1 - C3 усили-
вается и генератор само-
возбуждается.
Появив-
шийся емкостной ток че-
рез выпрямитель VD2 –
VD7 замыкается на об-
мотку возбуждения LD,
которая создает поток,
способствующий быст-
рому самовозбуждению
генератора.
На холостом ходу по-
тери в генераторе ком-
пенсируются за счет емкостного тока конденсаторов C1 - C3 создающего в обмотке
LD поток. При подключении нагрузки к зажимам А, В, С обмотки статора, ток
нагрузки через выпрямитель VD2 – VD7 замыкается на обмотке возбуждения LD,
что вызывает увеличение потока намагничивания, а следовательно увеличивается
выходное напряжение. При определенном напряжении (зависит от положения пол-
зунка на резистивном делителе R1), стабилитрон VD8 открывается, по светодиоду
VD1 оптронной пары проходит ток, создается импульс управления, который уси-
ливается предварительным усилителем DA1 и импульсный ключ VT1 регулятора
возбуждения DD открывается на определенное время, шунтируя обмотку возбуж-
дения LD, в котором уменьшается ток. Это снижает поток возбуждения, что приво-
дит к уменьшению выходного напряжения. Снижается напряжение и на резистив-
ном делителе R1, стабилитрон VD8 закрывается, исчезает сигнал обратной связи.
При этом весь выпрямленный ток нагрузки опять проходит через обмотку LD, и
поток возбуждения снова возрастает. Таким образом, регулируется ток возбужде-
ния и, в конечном счете – выходное напряжение.
Рис. 9 .13 – Внешние характеристики и КПД нового
генератора

244
Достоинства
СГ
заключаются в сле-
дующем.
1. При подключе-
нии нагрузки сраба-
тывает сначала «то-
ковый» канал, за счет
которого форсируется
возбуждение, и толь-
ко при достижении
номинального напря-
жения, срабатывает
«отсечка» по напря-
жению. Происходит
форсировка напряже-
ния, поэтому генера-
тор имеет жесткую
внешнюю характери-
стику при переходных процессах.
2. Токовая обмотка возбуждения имеет небольшое число витков, малую ин-
дуктивность, следовательно, генератор имеет небольшую электромагнитную по-
стоянную.
3. Независимо от того, какой коэффициент мощности имеет нагрузка, обрат-
ная связь по напряжению срабатывает при заданном (потенциометром) значении
выходной величины и поддерживает стабильным выходное напряжение.
4. Предлагаемый СГ не развозбуждается при больших перегрузках, что важно
для специальных устройств (авиация, резервные источники питания и т.д.).
5. Выпускаемые промышленностью транзисторы на токи 160 – 500 А позво-
ляют создать широкий ряд мощностей данного генератора. Для увеличения мощно-
сти генератора можно включить несколько транзисторов параллельно.
Новыми возможностями обладает синхронный генератор по нашему патенту
[27, 31]. На рисунке 9.15 представлена принципиальная схема генератора перемен-
ного и постоянного тока.
Рис. 9 .15 – Схема генерато-
ра переменного и постоянного
тока: статорная обмотка W1,
трехфазный выпрямитель VD1-
VD6, обмотка возбуждения
ротора W2, дополнительная
размагничивающая
обмотка
W3, трехфазный выпрямитель
VD1-VD6, нелинейный эле-
мент VD7 - стабилитрон
За счет остаточного намагничивания ротора в трехфазной обмотке W1 появ-
ляется ЭДС, которая выпрямляется трехфазным выпрямителем VD1-VD6 и подает-
Рис. 9 .14 – Схема СГ с комбинированным возбуждением:
трехфазная обмотка статора LM; выпрямитель VD2 – VD7;
обмотка возбуждения LD; импульсный ключ VT1 регулятора
возбуждения DD с предварительным усилителем DA1,
и оптронной парой VD1; измерительный орган содержит
последовательно соединенные стабилитрон VD8, резистивный
делитель R1, конденсатор фильтра C4, дополнительный
выпрямитель VD9 – VD12; конденсаторы возбуждения C1 - C3

245
ся на обмотку возбуждения W2, при этом увеличивается магнитный поток и ЭДС
обмотки W1. Происходит процесс возбуждения. Напряжение на выходе А, В, С и
на выходе «плюс» – «минус» растет. При некотором значении постоянного напря-
жения открывается нелинейный элемент (стабилитрон) VD7 и по обмотке W3 про-
ходит ток. Магнитный поток обмотки W3 направлен встречно магнитному потоку
обмотки W2 и происходит процесс размагничивания. При некотором значении
напряжения, магнитная система генератора на холостом ходу достигает равновес-
ного состояния. Это зависит от параметров обмоток W2, W3 и стабилитрона VD7.
Коэффициент насыщения магнитной системы также зависит от марки электротех-
нической стали.
При подключении нагрузки к зажимам постоянного тока или к зажимам А, В,
С происходит снижение напряжения, стабилитрон VD7 закрывается, уменьшается
ток в обмотке W3, снижается размагничивающее действие этой обмотки и проис-
ходит стабилизация напряжения.
Некоторые технологические процессы требуют применения источников пи-
тания постоянного и переменного тока различного по величине напряжения. Для
зарядки аккумуляторных батарей и запуска двигателей внутреннего сгорания в
зимнее время необходим источник постоянного тока 12 и 24 В (в авиации 28,5 В).
Многофункциональный источник питания, отвечающий этим требованиям,
может быть реализован на генераторе, разработанном на кафедре ЭМ и ЭП
КубГАУ [22].
Генератор переменного и постоянного тока (рис. 9.14) содержит статорную
обмотку 1, выходные зажимы постоянного тока 2, 5, 6, трехфазного тока 3, выпря-
митель 4, силовой транзистор 7, обмотку возбуждения 8, зашунтированную диодом
9, схему управления, состоящую из интегрального стабилизатора 10 с токоограни-
чивающим сопротивлением 11, делителя напряжения, содержащего резистор 12,
потенциометр 13 и конденсатор фильтра 14.
Транзистор 7 может
быть любой проводимо-
сти с необходимым током
коллектора и допусти-
мым обратным напряже-
нием или биполярный с
изолированным затвором
IGBT – (Insulated Gate
Bipolar Transistors), кото-
рый имеет малые токи
управления. В качестве
интегрального стабилиза-
тора 10 используется серийный регулятор типа Я 112-А, Я 120-А (или аналогич-
ный) с фиксированным или регулируемым напряжением стабилизации. Напряже-
ние стабилизации Я 112-А лежит в пределах 14,1  0,2 В, а Я 120-А
–
в пределах
28,5  0,3 В.
Изменяя положение ползунка потенциометра 13, можно регулировать выход-
ное напряжение на зажимах 2, 3, 5 и 6. Причем при смещении ползунка вниз (по
Рис. 9 .14 – Многофункциональный источник переменного
и постоянного тока

246
схеме) выходное напряжение растет и наоборот. Таким образом, при любом задан-
ном значении выходного напряжения происходит его стабилизация.
Для многих синхронных генераторов может использоваться регулятор воз-
буждения (рис. 9.15).
Из всех существующих регуляторов (стабилизаторов) напряжения дискрет-
ные (цифровые) регуляторы являются наиболее перспективными по следующим
причинам: имеют большой динамический диапазон регулирования; резко снижают-
ся потери мощности в регулирующих элементах; повышается быстродействие си-
стемы регулирования.
Дискретный регулятор тока возбуждения содержит составной силовой тран-
зистор VТ2, транзистор управления VТ1 (предварительный усилитель) дискретный
элемент, выполненный на микросхеме DA1, регулятор обратной связи R2, конден-
сатор фильтра С1, выпрямитель VD1 – VD6. Сопротивления R1, R3 определяют ре-
жимы работы микросхемы DA1.
Рис. 9 .15 – Принципиальная схема универсального дискретного регулятора
тока возбуждения
Регулятором обратной связи R2 можно регулировать выходное напряжение
источника, а также производить выбор режима работы регулятора с любым генера-
тором. Регулятор обратной связи корректирует также разброс параметров магнит-
ной системы генератора.
9.1 .2 Бесконтактные синхронные генераторы
Ранее отметили, что к автономным источникам ВЭУ предъявляются жесткие
требования, обусловленные спецификой эксплуатации. Такими требованиями яв-
ляются: высокая надежность, простота и низкая стоимость эксплуатации, малая
масса и габариты источника электроэнергии.
По некоторым параметрам этим требованиям отвечают бесконтактные гене-
раторы. Подробный анализ известных схем и конструкций бесконтактных син-
хронных генераторов (БСГ) переменного тока [1, 2] показал, что для применения в
качестве источника электроэнергии наиболее перспективны альтернативные маши-
ны с электромагнитным возбуждением. Эти машины обладают хорошими электро-
магнитными и весовыми характеристиками, легко поддаются практически любому
закону регулирования, обладают конструктивной и технологической преемствен-
ностью. Обмотка возбуждения основного генератора питается через вращающейся
выпрямитель от дополнительной машины - возбудителя переменного тока. Благо-

247
даря наличию промежуточной машины, потребляемая мощность возбуждения зна-
чительно сокращается, облегчается и регулирующая аппаратура.
Опыт эксплуатации таких генераторов показал целесообразность их приме-
нение в автономных источниках электрической энергии большой мощности. Сле-
дует также отметить, что с энергетической точки зрения такой способ совмещения
оказывается наиболее рациональным у генераторов с вращающимися выпрямите-
лями. Поэтому этот тип машин можно взять за основу при разработке схемы и кон-
струкции генератора автономного источника электроэнергии для питания электри-
фицированных средств электромеханизации. Раздельное размещение на одном валу
генератора и возбудителя при однокорпусном исполнении (двухмашинный агрегат)
не всегда рационально. В частности, при относительно небольшой мощности гене-
ратора, возбудитель становится соизмеримым с ним по габаритам. Такие машины
имеют большую осевую длину, увеличенный расход конструкционных материалов,
относительно сложную конструкцию и, в целом, неудовлетворительные массогаба-
ритные показатели.
В этом плане представляется перспективным совмещение возбудителя и ге-
нератора в одном магнитопроводе. Эти преимущества выражаются, в уменьшении
объема механической обработки, улучшении габаритных показателей и массы, по-
вышении надежности, снижения стоимости.
С учетом изложенного, рассмотрены результаты разработки и исследования
БСГ совмещенного типа в качестве автономного источника электроэнергии для
электрифицированных средств электромеханизации [14, 20, 46].
Совмещенные электрические машины получают синтезом не менее двух раз-
нополюсных машин, обмотки которых расположены в пазах одной и той же маг-
нитной системы. Нормальная работа таких машин возможна при выполнении усло-
вий совмещения, которые формулируются следующим образом:
1. Отсутствие сил одностороннего магнитного притяжения.
2. Отсутствие взаимной индуктивной связи обмоток машин.
Первое условие выполняется в случае, если
Р1-Р2 1

где Р1 и Р2 – числа пар полюсов совмещаемых электрических машин.
Для выполнения второго условия необходимо, чтобы обмоточные коэффици-
енты обмоток одной электрической машины в магнитном поле другой были равны,
что достигается соответствующим конструированием обмоток.
При условии использовании однополупериодного выпрямителя, обмотки вы-
полняются со стороны зажимов переменного тока как обычные m – фазные, с со-
единением фаз в звезду с выделенной нейтралью и числом плюсов 2Р1. Они могут
иметь любое число параллельных ветвей, в том числе и равное единице.
При замыкании нулевых точек между собой накоротко получается коротко-
замкнутые совмещенные обмотки. Они обычно применяются в качестве роторных
обмоток одно машинных преобразователей частоты и выполняют одновременно
функции короткозамкнутой обмотки приводного двигателя и выходной обмотки
преобразователя.

248
Для разрабатываемого бесконтактного СГ можно реализовать совмещенную
трехфазно- однофазную обмотку, выполняющую функции якоря генератора и воз-
буждения, как с раздельным питанием, так и с однополупериодным и мостовым
выпрямителями. Но в этом случае сопротивление обмотки со стороны зажимов по-
стоянного тока мало, поэтому необходим специальный сильноточный регулятор
напряжения. С этой точки зрения электрическое совмещение на статоре в разраба-
тываемом синхронном генераторе совмещенного типа нецелесообразно. Бесщеточ-
ное возбуждение синхронного генератора совмещенного типа можно осуществить,
используя либо две раздельные обмотки, либо одну, электрически совмещенную.
Можно заключить, что БСГ совмещенного типа целесообразно выполнить по
типу радиально – возбуждаемых синхронных машин (СМ) с совмещением в одном
магнитопроводе возбудителя в виде обращенной СМ и генератора в виде синхрон-
ной машины обычного исполнения. Обмотку возбуждения возбудителя и якорную
обмотку генератора, расположенные на статоре необходимо выполнить раздельно,
а на роторе применить электрически совмещенную обмотку.
Бесконтактный синхронный генератор (рис. 9.16) представляет собой каскад-
ное соединение двух разнополюсных синхронных машин, выполненных в одном
общем магнитопроводе.
На статоре расположены взаимно индуктивно не связанные обмотки возбуж-
дения возбудителя Wd и якорная обмотка генератора Ws. На роторе расположена
электрически совмещенная обмотка Wp, которая одновременно выполняет функции
и обмотки якоря возбудителя и обмотки возбуждения генератора.
Опытный образец БСГ был реализован на
базе серийного асинхронного электродвигателя
4А90L6У3. Проведенные исследования показали,
что данный генератор имеет крутопадающую
внешнюю характеристику, несинусоидальную
форму выходного напряжения, и не обеспечивает
устойчивой работы подключаемых АД повы-
шенной частоты тока (200 Гц, 36 В). Необходи-
мость наличия постороннего источника для пи-
тания обмотки возбуждения возбудителя услож-
няет конструкцию автономной электростанции,
снижает ее надежность и постоянную готовность
к работе. По этим причинам генератор данной
конструкции не может быть использован в каче-
стве автономного источника для ВЭУ.
Вследствие этого возникла необходимость
разработки схемы самовозбуждающегося БСГ совмещенного типа, оснащенного
устройством стабилизации выходного напряжения [21] (рис. 9.17). Электрически
совмещенная обмотка Wr выполняет одновременно функции обмотки якоря возбу-
дителя и обмотки возбуждения генератора.
При вращении ротора генератора в электрически совмещенной обмотке Wr
за счет остаточной индукции в генераторе наводится ЭДС. Постоянная составляю-
щая выпрямленного тока роторной обмотки Wr создает намагничивающую силу
Рис. 9 .16 – Схема бесконтактного
синхронного генератора
совмещенного типа

249
возбуждения генератора, в результате чего в якорной обмотке
1S
W наводится пере-
менная ЭДС. Через обмотку возбуждения возбудителя
2
S
W будет протекать вы-
прямленный ток, который усилит поток возбуждения генератора.
Бесконтактный
син-
хронный генератор по схеме
(рис. 9.16) реализован на базе
серийного асинхронного элек-
тродвигателя 4А90L6У3 (рис.
9.18). В 36 пазах статора уло-
жена трехфазная двухслойная
обмотка якоря (рис. 9.19).
Вследствие низкого коэффи-
циента заполнения паза боль-
шая часть остается свободной.
Поэтому обмотка возбуждения
размещена в свободной части
паза. Согласно схеме этой об-
мотки (рис. 9.20), она занимает
только 24 паза, причем ее раз-
мещение предусматривает от-
сутствие взаимной индуктивной связи между обмотками.
Рис. 9 .18 – Бесконтактный синхронный генератор: крышка генератора; 2 - вал;
3 - подшипник; 4 - пакет сердечника ротора; 5 - электрически совмещенная обмотки ротора;
6 - диод типа ВА-20; 7 - корпус генератора; 8 - пакет сердечника статора; 9 - обмотка якоря
генератора; 10 - обмотка возбуждения возбудителя; 11 - стяжные шпильки; 12 - вентилятор;
13 - кожух; 14 - диск-охладитель вращающегося выпрямителя
Ротор БСГ совмещенного типа отличается от ротора базового серийного АД
числом пазов в пакете сердечника и их сечением. Для облегчения выполнения БСГ
совмещенного типа число пазов в роторе должно равно 18. Активная длина сердеч-
ника ротора генератора равна активной длине пакета сердечника статора. Принятая
конструкция ротора позволяет заимствовать вал и подшипники базового серийного
АД. На рисунке 9.21 приведена схема электрически совмещенной обмотки ротора,
которая осуществляет связь между возбудителем и генератором. Блок вращающе-
Рис. 9 .17 – Схема БСГ:
1S
W - многофазная якорная
обмотка; VD1–VD6 – выпрямитель;
2
S
W - обмотка
возбуждения возбудителя; VT1 - дискретный
регулятор тока возбуждения; C1-C3 конденсаторы
возбуждения; Wr - многофазная электрически
совмещенная обмотка ротора, VD7 – VD9 –
однополупериодный выпрямитель

250
гося выпрямителя закреплен на диске. Диск охладитель используется в качестве
нулевого провода обмотки ротора и общих катодов выпрямителя.
Рис. 9.19 –
Трехфазная
шестиполюсная
двухслойная
обмотка якоря
Z=36, m=3, 2P2 =6,
y=5
Рис. 9 .20 – Схема обмотки возбуждения
возбудителя Z=36, 2P1=2, 
=1, y=12
Рис. 9 .21 – Схема электрически
совмещенной обмоткой ротора
Z=18,
1
22
P

,
2
26
P

, y=3
Источник питания на базе БСГ с совмещенными магнитными и электриче-
скими цепями обладает улучшенными динамическими свойствами и качеством
электроэнергии и предназначен для замены синхронных машин с контактной си-
стемой возбуждения.
Проведенные лабораторные и производственные испытания послужили ос-
новой для дальнейшей модернизации генераторов этого типа (рис. 9.22) [100, 104].
Дополнительная обмотка W3 индуктора выполняется на число пар полюсов,
равное числу пар полюсов основной обмотки, но смещена в пространстве на 90 эл.
градусов. По напряжению дополнительная обмотка W3 генератора согласована с
сопротивлением обмотки возбуждения возбудителя W1. Вход А, В, С импульсного
регулятора тока возбуждения соединен с выходом основной обмотки индуктора
W2, тем самым реализуется отрицательная обратная связь по выходному напряже-
нию. В любом случае, независимо от вида нагрузки, дополнительный поток регу-
лирует силовой транзистор VT1 и происходит стабилизация напряжения на нагруз-
ке. Этот вентильный БСГ обладает следующими достоинствами.

251
Рис. 9 .22 – Схема автономного
БСГ: 1 - индуктор генератора;
W1, - обмотка возбуждения
возбудителя; W2 - основная
обмотка с трехфазным
выпрямителем VD1-VD6 в нулевой
точке; W1 - обмотка возбудителя;
W3 - дополнительная обмотка
индуктора с трехфазным
выпрямителем VD7-VD12;
UZ - регулятор тока возбуждения;
W4 - электрически совмещенная
обмотка возбуждения и
возбудителя якоря;
VD13-VD15 – выпрямитель
1. При подключении нагрузки происходит прямое токовое компаундирова-
ние. При подключении двигательной нагрузки происходит форсирование тока воз-
буждения за счет пускового тока АД. В этом случае реализуется обратная связь по
току нагрузки.
2. При увеличении тока от совмещенной обмотки возбуждения и возбудителя
W4 одновременно с возрастанием ЭДС в основной обмотке W2 возрастает ЭДС и в
дополнительной обмотке W3 индуктора, что приводит к возрастанию амплитуды
тока через транзистор VT1 и обмотку возбуждения W1. В этом канале реализуется
положительная внутренняя обратная связь по току.
Усовершенствование БСГ направлено на повышение перегрузочной способ-
ности. На рисунке 9.23 представлена новая схема автономного БСГ [46].
Рис. 9 .23 – Схема автономного БСГ:
1 - индуктор БСГ; 2 - обмотка
возбуждения возбудителя;
3 –основная обмотка;
4 –дополнительная обмотка;
6 –молекулярный накопитель
энергии; 7 – инвертор;
8 – транзистор; 9 - регулятор тока
возбуждения; 10 - электрически
совмещенная обмотка возбуждения
и возбудителя; 11 – якорь;
12 – выпрямитель
Приводной двигатель вращает якорь 11 со скоростью, определяемой числом
пар полюсов и заданной частотой тока генератора. За счет тока в обмотке возбуж-
дения возбудителя 2 создается магнитный поток, замыкающийся на вращающемся
якоре 11 и пересекающий электрически совмещенную обмотку возбуждения и воз-
будителя 10. В ней наводится ЭДС, которая выпрямляется выпрямителем 12, появ-

252
ляется постоянная составляющая тока, которая создает основной поток возбужде-
ния. Генератор возбуждается, и напряжение возрастает на обмотках индуктора 3 и
4. При достижении определенной величины напряжения на зажимах А, В, С сигнал
обратной связи управляет работой регулятора тока возбуждения 9, и последний
уменьшает длительность открытого состояния транзистора 8, тем самым, ограни-
чивая ток возбуждения и напряжение холостого хода на обмотках 3 и 4.
Одновременно напряжение дополнительной обмотки 4 выпрямляется трех-
фазным выпрямителем 5, заряжается молекулярный накопитель энергии 6. При
определенном напряжении на последнем в работу включается инвертор напряже-
ния 7, преобразует постоянное напряжение в переменное напряжение и работает
параллельно с основной обмоткой 3.
При подключении нагрузки к выходным зажимам А, В, С напряжение
уменьшается, сигнал обратной связи на импульсном регуляторе тока возбуждения 9
уменьшается и последний увеличивает длительность открытого состояния транзи-
стора 8, тем самым увеличивая ток возбуждения в обмотке возбудителя 2.
Возрастает магнитный поток, что приводит к увеличению ЭДС в электриче-
ски совмещенной обмотке возбуждения и возбудителя 10 якоря 11. Увеличивается
постоянная составляющая тока в обмотке 10, возрастает основной поток возбужде-
ния и выходное напряжение на обмотках 3 и 4 восстанавливается.
Одновременно, при снижении выходного напряжения на зажимах А, В, С,
инвертор напряжения 7 своей собственной схемой управления стабилизирует вы-
ходное напряжение за счет энергии накопленной в молекулярном накопителе энер-
гии 6. При этом отсутствует провал напряжения особенно при запуске асинхрон-
ных двигателей соизмеримой с генератором мощностью.
В отличие от известных генераторов, предлагаемый автономный бесконтакт-
ный синхронный генератор имеет следующие преимущества.
1. За счет молекулярного накопителя энергии и инвертора напряжения отсут-
ствуют провалы напряжения при подключении нагрузки соизмеримой мощности.
2. По этим причинам можно уменьшать мощность приводного двигателя.
Обычно для автономных источников приводной двигатель выбирается с запасом на
запуск большой нагрузки.
Бесконтактный синхронный генератор [82] (рис. 9.24) содержит ротор с об-
моткой возбуждения 1, статор 2 с основной обмоткой 3, которая фазными вывода-
ми подключена к нагрузке 4 (А, В, С) и через первый трехфазный мостовой выпря-
митель 5 к делителю напряжения 6, который подключен ко входу дискретной схе-
мы управления 7, дополнительная обмотка 8 статора 2 своими фазными выводами
через второй трехфазный мостовой выпрямитель 9 соединена с молекулярным
накопителем энергии 10, а последний со входом трехфазного инвертора напряже-
ния 11, выход которого соединен с нагрузкой 4 и фазными выводами основной об-
мотки 3, обмотка возбуждения ротора 1 через регулирующий элемент (например
транзистор) соединена с источником постоянного тока «плюс» – «минус».
Дополнительная обмотка 8 и основная обмотка 3 статора 2 смещена одна от-
носительно другой на 90 эл. градусов. Фазные напряжения этих обмоток равны. В
качестве молекулярного накопителя энергии 10 применяются накопители на соот-
ветствующие напряжения и энергию.

253
Трехфазный инвертор напряжения 11 содержит свою внутреннюю структуру,
например, ШИМ или ШИР стабилизации частоты и напряжения. Регулирующий
элемент 12 пропорционально сигналу обратной связи с делителя напряжения 6 из-
меняет ток управления в обмотке ротора 1 и тем самым стабилизируя выходное
напряжение обмоток 3, 8 статора 2.
Одновременно
напряжение допол-
нительной обмотки
8 выпрямляется
вторым
трехфаз-
ным мостовым вы-
прямителем 9 и
заряжает молеку-
лярный накопитель
энергии 10. Это
напряжение посто-
янного тока посту-
пает на трехфазный
инвертор напряже-
ния и преобразует-
ся в основную ча-
стоту синхронного
генератора. Внутренняя структура инвертора стабилизирует выходное напряжение
и частоту.
Таким образом, трехфазный инвертор частоты 11 и основная обмотка 3 ста-
тора работают параллельно на нагрузку 4.
При подключении нагрузки 4 к зажимам А, В, С работают два канала стаби-
лизации напряжения и частоты.
Первый канал. При подключении нагрузки на зажимах А, В, С напряжение
уменьшается. Уменьшается сигнал обратной связь и сигнал на делителе напряже-
ния 6.
Регулирующий элемент (транзистор) 12 увеличивает ток управления в об-
мотке возбуждения ротора 1, увеличивается магнитный поток, и напряжение на ос-
новной обмотки 3 возрастает.
Второй канал стабилизации. При снижении напряжения на зажимах А, В, С
(особенно при запуске асинхронных двигателей или нагрузки соизмеримой с мощ-
ностью генератора) внутренняя структура инвертора 11, например, ШИМ или ШИР
автоматически стабилизирует напряжение, а за счет молекулярного накопителя
энергии 10 снижается провал частоты вращения приводного двигателя, тем самым
стабилизуется и частота синхронного генератора.
Достоинство предлагаемого технического решения заключается в том, что за
счет молекулярного накопителя энергии и трехфазного инвертора частоты проис-
ходит стабилизация напряжения и частоты генераторной установки, которая может
питать нагрузку соизмеримую с мощностью генератора. Смещение обмоток стато-
ра на 90 эл. градусов снижает их влияние друг на друга в переходных режимах.
Рис. 9 .24 – Схема функциональная бесконтактного синхронного
генератора

254
При подключении однофазных электроприемников к трехфазному синхрон-
ному генератору возникает нарушение симметрии напряжения. В СГ снижение
напряжения в фазах служит сигналом системе возбуждения к увеличению тока воз-
буждения, при этом увеличивается напряжение во всех фазах, в том числе и нена-
груженных.
Проведенные нами исследования СГ разных производителей показали сле-
дующие результаты. К СГ типа ПСГС-6,25 (Рн = 5 кВт, fн = 50 Гц, Iн = 15,7 А, Uн =
230/130 В, cosφ = 0,8, КПД = 80%, n = 1500 об/мин, класс изоляции В, вес 135 кг)
подключалась нагрузка в виде индукционного регулятора к линейным выводам АС.
В СГ с системой регулирования возбуждения при подключении нагрузки 20
А, что является 1,2Iн, наблюдалось в фазе В увеличение фазного напряжения до 155
В (рисунок 9.25) и искажение формы напряжения. В СГ без системы регулирования
возбуждения при подключении нагрузки 20 А, наблюдалось уменьшение напряже-
ния на нагрузке до 60 В и искажение формы напряжения.
Испытание ПСГС 4.08.2013 (109) ауд. Однофазная нагрузка
40
180
А
0
100
140
220
260
300
В
0
Iнаг
0
10
20
U
K
%
Разрыв
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0
AB
U
BС
U
СА
U
АB
U
K
BС
U
K
СА
U
K
Л
U
Рис. 9.25 – Изменение линейного напряжения синхронного генератора ПСГС-6,25
и коэффициента несинусоидальности напряжения от тока нагрузки
Испытание синхронного генератора ГАБ–4Т/230 (Рн = 5 кВт, fн =50 Гц, Iн
=15,7 А, Uн = 230/130 В, cosφ = 0,8, КПД = 80%, n = 3000 об/мин, класс изоляции В,
вес 78 кг) показали, что при включении однофазной активной- индуктивной
нагрузки 5 А в ненагруженной фазе увеличивается напряжение до 274 В, а коэффи-
циент несинусоидальности достигает 17 %. При дальнейшем увеличении нагрузки
асимметрия напряжений возрастает, рисунок 9.26.
Существенным недостатком однофазных генераторов является высокий ко-
эффициент несинусоидальности напряжения, отклонение напряжения больше до-
пустимого при подключении нагрузки. Испытания однофазного автономного ис-
точника Endress ESE 40 BS (рис. 9.27) показали, что при подключении активно-
индуктивной нагрузки 10 А (0,8 Iн) напряжение падает ниже допустимого 188 В, а

255
коэффициент несинусоидальности напряжения выходит за пределы допустимого
значения свыше 12 %.
Испытание ГАБ4 08.08.2013. Однофазная нагрузка. Дис. Баракина
40
180
А
0
100
140
220
260
300
ВUл
0
1,5 3,0 4,5 6,0 7,5 9,0 10,5 12,0 13,5 15,0
Iнаг
16,5
0
10
20
30
U
K
%
Разрыв
СА
U
K
BC
U
K
АB
U
K
AB
U
BС
U
СA
U
Рис. 9 .26 – Изменение линейного напряжения на выводах СГ ГАБ – 4Т/230 и коэффициента
несинусоидальности напряжения от тока нагрузки с системой регулирования возбуждения
40
160
А
0
80
120
200
240
280
ВUл
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Iнаг
11
0
5
10
15
U
K
%
Испытание однофазного СГ Endress ESE-40, дис. Баракина
U
U
K
Рис. 9 .27 – Зависимость напряжения на выводах и коэффициента несинусоидальности
напряжения от тока нагрузки однофазного генератора Endress ESE 40
Таким образов, существующие синхронные генераторы небольшой мощности
имеют существенные недостатки при использовании их в ВЭУ.

256
9.2 Асинхронные генераторы в системах электроснабжения
По своим свойствам и принципу работы АГ не может служить источником
реактивной мощности, поэтому внешние характеристики его являются крутопада-
ющими, особенно при подключении активно- индуктивных нагрузок. Такие генера-
торы нуждаются в стабилизации напряжения. Стабилизация напряжения осуществ-
ляется компенсацией индуктивной мощности, как потребителей, так и самого гене-
ратора, который нуждается в реактивном токе для создания основного магнитного
потока [1, 2, 4 - 10].
Под стабилизацией напряжения, в общем случае, понимается сохранение по-
стоянства напряжения на зажимах нагрузки путем такого регулирования основного
магнитного потока, при котором напряжение на зажимах генератора остается по-
стоянным или изменяется в допустимых пределах.
При постоянной частоте вращения ротора АГ можно выделить два основных
метода регулирования основного магнитного потока: первоначальное насыщение
магнитопровода (подмагничивание спинки сердечника статора). Этот метод и
схемные решения достаточно подробно изучены и представлены в публикациях
[15, 23]. Недостатки таких схем большие потери на холостом ходу, не удовлетвори-
тельные масса и габаритные показатели, искажение формы выходного напряжения.
Второй метод – увеличение емкостного тока конденсаторов по мере сниже-
ния напряжения асинхронного генератора. Такое направление наиболее перспек-
тивно в плане энергетических показателей и точности регулирования напряжения.
Оно реализовано во многих технических решениях, например, в автономном ис-
точнике электрической энергии [47]. Ёмкостный ток конденсаторной батареи регу-
лируется якорем ДПТ, соединенным валом с приводным двигателем (рис. 9.28).
Учитывая, что емкостный ток АГ может достигать 60% от номинального тока, то в
этом случае часть энергии через вал ДПТ возвращается в систему. Достоинство –
повышается КПД. Недостаток – сложная схема управления и как следствие – малая
надежность.
Асинхронный генератор GA со-
единен с приводным двигателем
DVS и якорем двигателя M постоян-
ного тока посредством валов. К ста-
тору асинхронного генератора GA
присоединены конденсаторы C1 - C3
возбуждения и конденсаторы C4 –
C6 регулирования. В нулевой точке
конденсаторов C4 – C6 имеется
трехфазный выпрямитель VD1 -
VD6, соединенный с якорем двигате-
ля M постоянного тока. Обмотка MM
возбуждения этого двигателя через регулирующий элемент, например стабилитрон
VD7, включена на чувствительный элемент DA. Он соединен со статором асин-
хронного генератора GA.
Рис. 9 .28 – Автономный источник
электрической энергии

257
Автономный источник электрической энергии работает следующим образом.
Приводной двигатель DVS вращает ротор асинхронного генератора GA и якорь
двигателя M постоянного тока. На холостом ходу GA самовозбуждается от емкости
конденсаторной батареи C1-C3. При этом напряжение GA будет номинальным.
Емкость конденсаторов C4-C6 выбрана с расчетом компенсации реактивной
составляющей нагрузки и реакции ротора генератора GA под нагрузкой. Двигатель
M постоянного тока вращается совместно с генератором GA и на холостом ходу не
потребляет ток от выпрямителя VD1-VD6, соответственно по конденсаторной ба-
тарее C4-C6 также не будет проходить ток за счет того, что стабилитрон VD7 от-
крыт и по обмотке возбуждения проходит максимальный ток.
При подключении нагрузки напряжение на генераторе GA уменьшается, это
регистрирует чувствительный элемент DA по напряжению, стабилитрон VD7 начи-
нает закрываться, уменьшая ток в обмотке MM возбуждения, а это уменьшает по-
ток. Двигатель М постоянного тока стремится увеличить скорость вращения, но
поскольку он жестко соединен с валом GA и приводным двигателем DVS скорость
его остается постоянной, но при этом он начинает потреблять ток, который прохо-
дит через выпрямитель VD1-VD6 и конденсаторную батарею C4-C6. Емкостной ток
от конденсаторной батареи C4-C6 компенсирует реактивную составляющую
нагрузки и реакцию ротора генератора GA, тем самым восстанавливает напряжение
на нагрузке. С увеличением нагрузки сильнее ослабляется поле двигателя M посто-
янного тока и возрастает емкостной ток батареи конденсаторов C4-C6.
Одновременно возрастает момент двигателя M постоянного тока, этот мо-
мент направлен согласно с моментом приводного двигателя и в какой-то мере ком-
пенсирует мощность, необходимую для привода генератора. Просто решается во-
прос стабилизации напряжения асинхронного генератора при минимальном коли-
честве комплектующих изделий. Через регулирующую емкость ток, проходит без
бросков и пульсаций, поэтому отсутствуют высшие гармонические составляющие.
Другое устройство для автоматического регулирования напряжения АГ
предназначено для питания нагрузки соизмеримой мощности (рис. 9.29). Здесь реа-
лизована система параллельного и последовательного возбуждения АГ. К недо-
статкам следует отнести сложность схемы и большую емкость пусковых конденса-
торов, включаемых при запуске мощного двигателя.
При длительных перерывах в работе часто возникают проблемы самовозбуж-
дения АГ. В автономном источнике (рис. 9.30) повышается надежность самовоз-
буждения АГ за счет принудительного возбуждения от катушки зажигания привод-
ного двигателя. Главное преимущество предлагаемого этой схемы с АГ – возмож-
ность возбуждения генератора в любых условиях (без постороннего источника),
что повышает надежность работы особенно в полевых условиях.
Асинхронный генератор GA, соединен с конденсаторами возбуждения C1-C3
и устройством стабилизации напряжения UZ. Ротор асинхронного генератора GA
соединен с валом проводного двигателя DVS, который имеет систему зажигания
GL с катушкой зажигания W1, первичной обмоткой W2 и контактами прерывателя
SQ1. Два зажима первичной обмотки W2 катушки зажигания W1 через замыкаю-
щие контакты кнопки управления SB1 соединены одним зажимом с «минусом»
накопительного конденсатора C4, а другим зажимом с анодом выпрямительного

258
диода VD2, катод которого соеди-
нен с «плюсом» накопительного
конденсатора и с анодом релейного
элемента динистора VD1, причем
катод динистора и «минус» накопи-
тельного конденсатора C4 через
размыкающие контакты KV1.1 ре-
ле, соединены с двумя фазами В и С
асинхронного генератора GA, к ко-
торым присоединена обмотка KV
реле.
Работает схема следующим об-
разом. Если произошло развозбуж-
дение генератора или он долго не
работал, т.е . нет остаточного
намагничивания, генератор не воз-
будится. При нажатии кнопки
управления SB1, ЭДС первой об-
мотки W2 катушки зажигания W1, через выпрямительный диод VD2 начнет заря-
жать накопительный конденсатор C4. При определенной напряжении на конденса-
торе C4 откроется релейный элемент динистор VD1 и конденсатор C4 разрядится
на две фазы генератора GA. При этом возникает электромагнитный момент, кото-
рый создает начальное возбуждение для генератора GA. Последний возбудится, и
напряжение его будет приложено к катушке реле KV, реле сработает и разомкнет
свои контакты KV1.1, автоматически отключив накопительный конденсатор C4 от
обмоток статора. При этом положении кнопка управления SB1 не будут влиять на
работу асинхронного генератора GA.
Предлагаемый автономный ис-
точник с асинхронным генератором
имеет следующие достоинства:
1. Все достоинства, которые име-
ют асинхронные генераторы (про-
стота конструкции, хорошие мас-
согабаритные показатели).
2. Возможность возбуждения ге-
нератора в любых условиях (без по-
стороннего источника), что повыша-
ет надежность особенно в полевых
условиях.
По конструктивным особенно-
стям АГ стабилизация его частоты
принципиально возможна двумя ос-
новными методами: регулированием
скорости вращения вала АГ привод-
ным двигателем и применением управляемых преобразователей частоты.
Рис. 9 .29 – Схема стабилизации напряжения АГ
автономного источника: GA – асинхронный
генератор; C1-C3 – конденсаторы возбуждения;
C7-C9 – пусковые конденсаторы; UZ – схема
управления; AD – блок управления; VS1-VS3 –
симисторы; R1-R3 – токоограничивающие
резисторы
Рис. 9 .30 – Схема источника с принудительнй
системой возбуждения

259
Применение электронных силовых компонентов и программируемых микро-
контроллеров позволяет создавать надежные автономные источники с АГ [52].
На рис. 9.31 показана схема устройства для стабилизации частоты и напря-
жения ААГ; на рис. 9.32 – диаграммы, поясняющие принцип его работы.
Устройство содержит
ААГ 1, конденсаторы воз-
буждения 2, преобразова-
тель частоты 3, выходной
фильтр 4, блок трансфор-
маторов тока 5, блок
трансформаторов напря-
жения 6, выходные зажи-
мы 7, блок косинусной
синхронизации 8, задаю-
щий генератор частоты 9 и
регулятор частоты 10, бло-
ки формирования управ-
ляющих сигналов 11, 12,
13, каждый из которых со-
держит: первый, второй и
третий
формирователи
импульсов 14, 15, 21, два
логических элемента «И» 16 и 17, два распределителя импульсов 18 и 25, два уси-
лителя импульсов 19 и 26, генератор пилообразного напряжения 22, делитель
напряжения 23, датчик тока 24, генератор – формирователь типа кривой 20.
Принцип стабилизации напря-
жения АГ в предлагаемом устрой-
стве заключается в регулировании
реактивной мощности, потребля-
емой генератором, за счет изме-
нения угла сдвига фаз на входе
преобразователя частоты. Изме-
нение угла сдвига фаз происходит
путем непрерывного смещения
участков
кривых
выходных
напряжений положительного и
отрицательного типов, формиру-
ющихся преобразователем часто-
ты, относительно полярности тока
нагрузки. При этом угол сдвига
фаз на входе преобразователя
может изменяться от -90о до +90
о
.
Устройство работает следую-
щим образом.
Рис. 9 .31 – Структурная схема устройства для
стабилизации частоты и напряжения автономного
асинхронного генератора
Рис. 9 .32 – Диаграммы токов и напряжений,
поясняющие принцип работы устройства для
стабилизации частоты и напряжения ААГ

260
Косинусные синхронизирующие кривые с выхода блока косинусной синхро-
низации 8 (рис. 9.31) поступают на первые входы формирователей импульсов 14,
15 блоков формирования управляющих сигналов 11, 12, 13, на вторые входы кото-
рых поступает опорный сигнал синусоидальной формы от задающего генератора 9.
Частота опорного сигнала определяет частоту выходного напряжения асинхронно-
го генератора. Частота сигнала задающего генератора, при необходимости, может
изменяться регулятором частоты 10.
Работу блоков формирования управляющих сигналов, обеспечивающих ста-
билизацию выходного напряжения АГ, рассмотрим на примере блока 11, форми-
рующего импульсы для фазы А. При равенстве напряжений косинусных синхрони-
зирующих кривых, и задающего генератора в формирователях импульсов 14, 15
формируется сигнал, который с их выходов поступает на первые входы логических
элементов «И» 16, 17, на вторые входы которых поступает сигнал от генератора –
формирователя типа кривой 20. В зависимости от величины выходного напряжения
на выходе выходного фильтра 4 генератор – формирователь типа кривой 20 подает
сигнал на соответствующий логический элемент «И» 16 или 17.
Так, в номинальном режиме работы устройства сигнал о полярности тока
нагрузки iн через датчик тока 24 (рис. 9.32, а, б) поступает на второй вход генерато-
ра – формирователя типа кривой 20, на первый вход которого поступают импульсы
от третьего формирователя импульсов 21. Импульсы на выходе третьего формиро-
вателя импульсов 21 формируются тогда, когда выходное напряжение постоянного
тока uвых, обратно пропорциональное выходному напряжению фазы А асинхронного
генератора, от делителя напряжения 23 будет равно напряжению uгпн от генератора
пилообразного напряжения 22 (рис. 9.32, в, г). При этом, работа генератора пилооб-
разного напряжения 22 синхронизирована с полярностью тока нагрузки iн (рис.
9.32, а, в). Генератор – формирователь типа кривой 20 подает сигнал на логический
элемент «И» 16 в том случае, когда ток нагрузки имеет положительную поляр-
ность, а на логический элемент «И» 17, когда ток нагрузки отрицательной полярно-
сти. Причем сигналы от генератора – формирователя типа кривой 20 подаются в
момент времени формирования импульсов на выходе формирователя импульсов 16.
В результате генератор – формирователь типа кривой 20 определяет временные
участки, на которых должны формироваться кривые напряжений положительного
uпт и отрицательного uот типов (рис. 9.32, д, е). С выходов логических элементов
«И» 16 или 17 через соответствующие распределители импульсов 18 или 25 и уси-
лители импульсов 19 или 26 управляющие сигналы поступают на ключи преобра-
зователя частоты c регулируемым входным углом сдвига фаз, на выходе которого
формируются кривые напряжений положительного или отрицательного типов.
Если, например, напряжение на выводах 7 увеличится, уменьшится напряже-
ние на выходе делителя напряжения 23 (рис. 9.32, в, пунктирная прямая). Произой-
дет смещение участков, формирующих кривые напряжений положительного и от-
рицательного типов (рис. 9.32, д, е, участки показаны пунктирным импульсом).
Время формирования кривой напряжения положительного типа при положитель-
ной полярности тока нагрузки увеличится от t1 до t2 (рис. 9.32, а, д), а значит, угол
опережения входного тока преобразователя частоты относительного фазного
напряжения уменьшится, что приведет к уменьшению напряжения на выводах АГ.

261
Таким образом, совместная работа АГ с преобразователем частоты с регули-
руемым углом сдвига фаз позволяет исключить дополнительные конденсаторы
возбуждения генератора, используемые для компенсации реактивной мощности
нагрузки, а значит, уменьшить их массу и габариты, кроме того, улучшаются регу-
лировочные свойства устройства в несимметричных режимах работы и обеспечива-
ется возможность регулирования частоты и напряжения генератора.
Современное устройство для стабилизации напряжения АГ имеет большие
перспективы (рис. 9.33) [48]. Устройство содержит АГ 1 с выводами для подключе-
ния нагрузки 2,3,4, три однофазных трансформатора 5,6,7 (пунктиром показан маг-
нитопровод) с первичными 8,9,10 и вторичными 11,12,13 обмотками, конденсаторы
возбуждения 14, три однотипных аналоговых регулятора возбуждения 15,16,17 со-
держащих диодный мост 18, регулирующий элемент, например IGBT транзистор
19, усилитель 20, нуль орган 21.
Первые выводы пер-
вичных обмоток 8,9,10 и
первые выводы вторич-
ных обмоток 11,12,13 од-
нофазных трансформато-
ров 5,6,7 соединены с вы-
водами для подключения
нагрузки 2,3,4 асинхрон-
ного генератора 1, вторые
выводы вторичных обмо-
ток 11,12,13 соединены с
конденсаторами возбуж-
дения 14, вторые выводы
первичных обмоток через диодные мосты 18 однотипных аналоговых регуляторов
возбуждения 15,16,17 соединены с нулевым проводом N асинхронного генератора
и конденсаторов возбуждения; «плюс» и «минус» диодных мостов 18 соединены с
регулирующими элементами 19, а их входы (затворы) через усилитель 20 и нуль
орган 21 соединены с фазными выводами 2,3,4 асинхронного генератора 1.
Устройство для стабилизации напряжения АГ работает следующим образом.
При вращении ротора АГ 1 за счет остаточного намагничивания он самовоз-
буждается от конденсаторов возбуждения 14. Конденсаторы 14 выбираются таким
образом, чтобы при холостом ходе напряжение на выводах 2,3,4 было номиналь-
ным. Это напряжение поступает на нуль орган 21, т.к. оно номинальное регулиру-
ющий транзистор 19 закрыт и в первичной обмотке 10 (аналогично и в обмотках 8
и 9) ток отсутствует, вторичная обмотка 13 не оказывает влияние на работу АГ 1.
При подключении нагрузки напряжение на выводах 2,3,4 и на входе нуль ор-
гана 21 снижается, он подает выпрямленное напряжение на вход усилителя 20, ко-
торый усиливает сигнал и пропорционально этому изменяет сопротивление транзи-
стора 19. По первичной обмотке 10 трансформатора 7 протекает ток, во вторичной
обмотке 13 появляется напряжение, которое суммируется с напряжением АГ, что
увеличивает напряжение на конденсаторах возбуждения 14 и, как следствие, их ре-
активную энергию, которая пропорциональна квадрату напряжения.
Рис. 9 .33 – Структурная схема устройства для стабилизации
напряжения автономного асинхронного генератора

262
За счет возрастания реактивной энергии напряжение асинхронного генерато-
ра стабилизируется.
Достоинство устройства заключается в следующем:
1. Происходит аналоговое регулирование напряжения АГ без искажения
формы синусоиды.
2. Диапазон (глубина) регулирования зависти от соотношения витков вто-
ричной и первичной обмоток.
3. По обмоткам трансформаторов проходит емкостной ток, поэтому их мощ-
ность и мощность аналоговых регуляторов незначительна.
4. Регулирование происходит независимо в каждой фазе, что позволяет под-
ключать не симметричную нагрузку.
Схема стабилизации напряжения асинхронного генератора с применением
твердотельных реле и вольтодобавочных трансформаторов дана на рисунке 9.34.
При вращении ротора АГ 1 за счет остаточного намагничивания он самовоз-
буждается от конденсаторов возбуждения 20, 21, 22. Конденсаторы 20 – 22 выби-
раются таким образом, чтобы при холостом ходе напряжение на выводах 2, 3, 4 бы-
ло номинальным. Это напряжение поступает на выпрямитель 28, где выпрямляется
и подается на компаратор напряжения 29, сравнивается с эталонным и далее на ло-
гический компаратор 30, т.к . оно номинальное, то сигнал управления не подается
на оптронные симисторы со схемой управления 26, 27, они закрыты и в первичной
обмотке 12, 13 (аналогично и в обмотках 10, 11 и 8, 9) ток отсутствует, вторичные
обмотки 17, 18, 19 не оказывает влияние на работу АГ 1.
Рис. 9 .34 – Стабилизатор напряжения АГ на твердотельных реле
При подключении нагрузки напряжение на выводах 2, 3, 4 и на выпрямителе
28 снижается. В компараторе 29 оно сравнивается с эталонным напряжением и
компаратор 29 подает сигнал на логический компаратор 30, который анализирует
величину изменения напряжения и формирует сигнал управления, который подает-
ся на оптронные симисторы 27. Симисторы 27 открываются и в первичной обмотке
12, 13 (аналогично и в обмотках 10, 11 и 8, 9) протекает ток. Во вторичной обмотке
19 (аналогично и в 17 и 18) появляется напряжение, которое суммируется с напря-
жением АГ, что увеличивает напряжение на конденсаторах возбуждения 20, 21, 22
и, как следствие, их энергию, которая пропорциональна квадрату напряжения.

263
При дальнейшем снижении напряжения на зажимах 2, 3, 4 логический ком-
паратор 30 отключает симисторы 27 и подает сигнал на включение симисторов 26.
В этом случае еще больше возрастает напряжение на конденсаторах 20, 21, 22. За
счет возрастания емкостной энергии напряжение асинхронного генератора 1 стаби-
лизируется.
Достоинство устройства заключается в следующем:
1. Силовые элементы 26 и 27 подключаются при переходе коммутирующего
напряжения через ноль, поэтому отсутствуют гармонические составляющие тока и
напряжения, а также коммутационные перенапряжения и помехи.
2. Диапазон регулирования и стабилизации напряжения зависти от соотно-
шения витков вторичной и первичной обмоток и количества отпаек. Чем больше
отпаек, тем выше стабильность напряжения.
3. По обмоткам трансформаторов проходит только емкостной ток конденса-
торов, поэтому их мощность незначительна.
4. Регулирование напряжения происходит независимо в каждой фазе, что
позволяет подключать не симметричную нагрузку.
Новыми функциональными возможностями обладает разработанное нами
устройство для регулирования и стабилизации напряжения автономного асинхрон-
ного генератора (рис. 9.35 и 9.36).
Оно содержит авто-
номный АГ AG, к фазам
которого
подключены
батарея не коммутируе-
мых конденсаторов C1-
C3, фазные выходные
контакты А, В, С, блок
управления , трёхфазные
электронные ключи DD1-
DD3 соединённые выхо-
дами с батареями комму-
тируемых конденсаторов
C4-C6, C7-C9, C10-C12, а
оптронными входами, с
блоком управления БУ,
(рис. 9.36) состоящего из трёхфазного выпрямителя VD1-VD6, соединённого вхо-
дом с фазными выходными контактами статора А, В, С, а выходом с конденсатором
фильтра C1 и переменным резистором R6. Последний соединён с не инвертирую-
щими входами компараторов напряжения DA1-DA6, инвертирующие входы кото-
рых через делители напряжения R1-R5 соединены с источником опорного стабиль-
ного напряжения Uопор, выходы компараторов напряжения DA1-DA6 через дешиф-
ратор VD7-VD13, который является выходом блока управления, соединены с оп-
тронными входами VS1-VS3 трёхфазных электронных ключей DD1-DD3.
В качестве трёхфазных ключей DD1-DD3 применяются трёхфазные элек-
тронные реле переменного тока с контролем фазы коммутируемого напряжения
через «ноль», например 5П36.30ТМ1 или аналогичные.
DD1
DD2
DD3
C1-C3
C4-C6
C7-C9
C10-C12
AG
От ДВС
Блок управления
N
A
B
C
GF1
Рис. 9 .35 – Силовая часть устройства для регулирования
и стабилизации напряжения автономного асинхронного
генератора

264
Компараторы DA1-DA6 имеют
обратную связь для создания петли
гистерезиса, причём у компаратора
DA1 она наибольшая, а у компара-
тора DA6 наименьшая петля ги-
стерезиса.
Устройство работает следую-
щим образом. При достижении
заданной частоты вращения рото-
ра, ААГ самовозбуждается от ба-
тареи не коммутируемых конден-
саторов C1-C3. Ёмкость этих кон-
денсаторов выбраны таким обра-
зом, чтобы на холостом ходу ААГ
имел максимально допустимое
напряжения, например 400/231 В.
Это напряжение через фазные вы-
ходные контакты статора А, В, С
поступает на блок управления БУ, выпрямляется трёхфазным выпрямителем VD1-
VD6, фильтруется конденсатором фильтра C1 и подаётся на не инвертирующие
входы компараторов DA1-DA6.
За счёт стабильного опорного напряжения, через делители напряжения R1-R5
компараторы переключаются в единичное состояние, через дешифратор VD7-VD13
и оптроны VS1-VS3 ток не протекает, трёхфазные электронные ключи DD1-DD3
закрыты и батарея конденсаторов C4-C12 не оказывает влияния на режим ААГ.
При подключении нагрузки к фазным выходным контактам статора А, В, С
ААГ его напряжение уменьшается, уменьшается сигнал с переменного резистора
R6 и компаратор DA1 переключается в нулевое состояние, по светодиоду VS1 про-
текает ток, трёхфазный электронный ключ DD1 срабатывает и подключается бата-
рея коммутируемых конденсаторов C4-C6 к обмотке статора ААГ 1. Происходит
частичная компенсация реактивной составляющей нагрузки.
При дальнейшем снижении напряжения на фазных выходных контактах ста-
тора А, В, С переключаются компараторы DA1-DA6 и т.д ., поочерёдно подключая
батареи коммутирующих конденсаторов C4-C12 к статору ААГ 1 тем самым, ста-
билизируя напряжения.
При уменьшении нагрузки компараторы DA1-DA6 отключаются в обратной
последовательности, за счёт того, что у каждого из них имеется разный диапазон
петли гистерезиса. Таким образом, происходит стабилизация напряжения при из-
менении нагрузки.
Рассмотрим построение внешней характеристики ААГ на базе АД серии
RA355MLB4 мощностью 400 кВт; Емкость конденсаторов, обеспечивающих само-
возбуждение AG на холостом ходу и компенсацию реактивной мощности нагрузки.
Емкость конденсаторов, обеспечивающих самовозбуждение AG на холостом
ходу и компенсацию реактивной мощности нагрузки, определяется по известной
формуле
A
B
C
БУ
+
R1
R2
R3
R4
R5
R6
C1
VD1-VD6
DA1
DA2
DA3
DA4
DA5
DA6
VD7- VD13
VS1
VS2
VS3
Uопор.
Рис. 9 .36 – Схема блока управления
стабилизатором напряжения

265
6
2
()
10,
2
н
Г
Н
c
Ptg
tg
С
мкФ
fmU





.
где нP – мощность, отдаваемая генератором; c
U – напряжение на конденсаторах;
f – частота тока;
0,88
Г

и
0,8
Н

–
углы сдвига фаз между напряжениями и
токами генератора и нагрузки; m – число фаз;
0
37
Н

.
Для номинальной нагрузки
00
2
400000( 31, 5
41 ) 516000
3796
23,14503380
136024800
tg
tg
С
мкФ









Емкость конденсаторов, обеспечивающих самовозбуждение AG на холостом
ходу:
6
.
210
2
нГ
воз
c
Ptg
С
fmU




66
.
2
400000 0, 54
216000
10
10 1588
23,14503380
136024800
возб
С
мкФ










Дополнительная емкость регулирования определяется как разница суммарной
емкости для работы при номинальной нагрузки и емкости возбуждения.
..
доп
возб
С
СС

,
.
3796 1588 2208
доп
С
мкФ



В соответствии со схемой силовой части ААГ дополнительную емкость кон-
денсаторной батареи разбиваем на три части.
46368
СС
мкФ

,
79736
СС
мкФ

,
10
12 1104
СС
мкФ

.
При работе схемы управления емкость переключается по алгоритму:
368 736 1104 1472 1840 2208 мкФ





При определении удельной массы AG, предназначенного для работы с авто-
номной нагрузкой, необходимо учитывать как собственно массу генератора, так и
конденсаторного блока.
Мощность конденсатора определяется по известной формуле
2
62
2
10
c
cc
c
mU
Q
fmC U
X





.
Принимаем косинусные низковольтные «сухие» самовосстанавливающиеся
конденсаторы КПС завода ОАО «СКЗ – КВАР»: 6 конденсаторов КПС-0,4-33-3У3 –
33 квар; масса – 11 кг. Общая масса конденсаторов возбуждения 66 кг.
62
132 3,14 50 3 213 10 380 28973
СС
вар










Принимаем 4 косинусные конденсаторы: КПС-0,4-7,5-3У3 – 7,5 квар; общей
мощностью 30 квар; общей массой 24 кг.
62
462 3,14 50 3 426 10 380 57946
СС
вар










Принимаем конденсатор КПС-0,4-50-3У3 – 50 квар; масса – 13 кг и конденса-
тор КПС-0,4-7,5-3У3 – 7,5 квар; масса – 6 кг. Общая масса конденсаторов 19 кг.
62
792 3,14 50 3 639 10 380 86920
СС
вар










Принимаем конденсатор КПС-0,4-75-3У3 – 75 квар; масса – 16 кг и конденса-
тор КПС-0,4-12,5-3У3 – 12,5 квар; масса – 7 кг. Общая масса конденсаторов 23 кг.

266
Таким образом, общая масса конденсаторов возбуждения и дополнительных кон-
денсаторов равна 132 кг, что составляет 8% от массы асинхронного генератора.
Внешние характеристики ААГ приведены на рисунке 9.37.
А
190
200
230
240
UФ
10
210
0
220
В
0
75 150 225 300 375 450 525 600 675 750
Iнаг
825
58
29
Р
а
з
р
ы
в
87
116
145
174
Мощность, квар
Рис. 9 .37 – Внешние характеристики ААГ при дискретном регулировании напряжения
Использование данного устройства для автоматического регулирования и
стабилизации напряжения ААГ позволяет получить следующие положительные
свойства: 1. Трехфазные электронные ключи DD1 – DD3 подключаются при пере-
ходе коммутирующего напряжения через ноль, поэтому отсутствуют гармониче-
ские составляющие тока и напряжения, а также коммутационные перенапряжения и
помехи. 2. Изменяя положение ползунка переменного резистора R6, изменяют мо-
мент переключения компараторов DA1 – DA6 и, тем самым выходное напряжение
AG.
Устройство для регулирования и стабилизации напряжения автономно-
го многофункционального асинхронного генератора [556] может быть использо-
вано для регулирования и стабилизации напряжения автономных многофункцио-
нальных асинхронных генераторов, применяемых в полевых условиях в качестве
источника тока на два уровня напряжения для газопоршневых электростанций,
ВЭУ и мини ГЭС, а также для питания потребителей постоянного тока на два уров-
ня напряжения.
На рисунке 9.38 изображена схема электрическая устройства для регулирова-
ния и стабилизации напряжения автономного многофункционального асинхронно-
го генератора.
Устройство для регулирования и стабилизации напряжения автономного
многофункционального асинхронного генератора (АМАГ) содержит ротор 1 гене-
ратора и статор с низковольтной обмоткой 2 и последовательно соединенной с ней

267
высоковольтной обмоткой 3, низковольтная обмотка 2 соединена в «звезду» с вы-
водом нулевой точки 4 и имеет первые выводы 5 для низковольтной нагрузки и си-
ловой выпрямитель 6 с выводами постоянного тока «плюс» 7 и выводом «минус» 8,
к фазам высоковольтной обмотки 3 подключены: батарея не коммутируемых кон-
денсаторов 9, вторые выходные выводы 10 для высоковольтной нагрузки, трёхфаз-
ный электронный ключ 11 соединённый выходами с батарей коммутируемых кон-
денсаторов 12, а оптронным входом 13 с выходом 14, компаратора 15 имеющего
источник опорного напряжения 16 с последовательно включенными сопротивлени-
ями 17 и 18, к общей их точке соединен прямой вход 19 компаратора 15, а его ин-
версный вход 20 соединен через потенциометр 21 с выводами 22 и 23 выпрямителя
обратной связи 24, соединённого входом с вторыми выходными выводами для вы-
соковольтной нагрузки.
В качестве трёхфазного ключа 11 применяется трёхфазное электронное реле
переменного тока с контролем фазы коммутируемого напряжения через «ноль»,
например 5П36.30ТМ1 или аналогичные (см. http://www.proton-impyls.ru).
Компаратор 15 имеет
обратную связь для со-
здания и регулирования
величины петли гистере-
зиса. Автономный мно-
гофункциональный асин-
хронный генератор имеет
стандартный короткоза-
мкнутый ротор 1 и спе-
циальную обмотку стато-
ра, состоящую из допол-
нительной низковольтной
обмотки 2, которая вы-
полняется
проводом
большого сечения. Высо-
ковольтная обмотка 3
может проектироваться
на любое стандартное
напряжение 400/230 В, 230/130 В. При работе генератора определенный интерес
представляют соотношения между переменными и постоянными величинами низ-
ковольтной обмотки 2.
Например, при соотношении напряжений на первых выходных выводах 5 для
низковольтной нагрузки «Н» равном 42/24,3 В, напряжение на выходе силового
выпрямителя 6 имеет следующие величины: при работе на постоянном токе с вы-
водом нулевой точки 4 и любой полярностью (выход 7 или 8) работают три диода
попеременно на 1/3 периода. Переход тока с диода на диод происходит в моменты
времени, соответствующие точкам пересечения синусоид фазных напряжений. От-
сюда следует, что действующее значение выпрямленного напряжения схемы d
U
может быть получена как огибающая синусоид фазных напряжений.
Рис. 9 .38 – Устройство для регулирования и стабилизации
напряжения автономного многофункционального
асинхронного генератора

268
36
1,17
,
2
d
фф
U
U
U


где ф
U – фазное напряжение генератора равное 24,3 В.
Тогда
36
1,17 24, 3 28, 43
,
2
d
ф
UU
В





Такое напряжение приемлемо для питания бортовых приборов некоторых ав-
томобилей, самолетов, зарядки аккумуляторных батарей.
При работе на постоянном токе с трехфазной мостовой схемой выпрямления
(нагрузка подключается к выводам 7 и 8) соотношения параметров напряжения из-
меняются.
Среднее значение выпрямленного напряжения определяется:
36 / 2,34
.
d
фф
U
U
U


Тогда
36 / 2,3424,356,86.
d
ф
UU
В





Такое напряжение приемлемо, например, для питания сварочной дуги.
Таким образом, при выборе нагрузки на постоянном токе необходимо учиты-
вать схему подключения нагрузки к выводам 4 – 7, 4 – 8 или 7 – 8.
Устройство для регулирования и стабилизации напряжения автономного
многофункционального асинхронного генератора работает следующим образом.
При достижении заданной частоты вращения ротора приводным двигателем М,
АМАГ самовозбуждается от батареи не коммутируемых конденсаторов 9. Ёмкость
этих конденсаторов выбраны таким образом, чтобы на холостом ходу работы
АМАГ имел максимально допустимое напряжения, например 400/231 В. Это
напряжение через выпрямитель обратной связи 24 выпрямляется и через потенцио-
метр 21 поступает на инверсный вход 20 компаратора 15. Потенциометр 21 настро-
ен таким образом, что при заданном напряжении холостого хода, равном 400/231 В
компаратор переходит в нулевое и через оптроны 13 ток не протекает, трёхфазный
электронный ключ 11 закрыт и батарея коммутируемых конденсаторов 12 не ока-
зывает влияния на режим АМАГ.
При подключении нагрузки ко вторым выходным выводам 10 для высоко-
вольтной нагрузки «В» или аналогично подключается низковольтная нагрузка «н»
или нагрузка постоянного тока, напряжение на выходе выпрямителя обратной свя-
зи 24 снижается и уменьшается сигнал на потенциометре 21 и компаратор 15 пере-
ключается в единичное состояние, по светодиодам 13 протекает ток, трёхфазный
электронный ключ 11 срабатывает и подключается батарея коммутируемых кон-
денсаторов 12 к обмотке статора 3. Происходит компенсация реактивной составля-
ющей нагрузки, амплитуда напряжения растет и при определенном ее значении
компаратор 15 переключится в нулевое состояние и трёхфазный электронный ключ
11 отключит батарею коммутируемых конденсаторов 12. Напряжение будет сни-
жаться, компаратор отреагирует на это снижение, и периодически будет подклю-
чать, и отключать трёхфазный электронный ключ 11 и соответственно батарею
коммутируемых конденсаторов 12.
Изменяя величину гистерезиса компаратора можно установить величину
среднего напряжения, на выходе генератора, которое будет поддерживаться авто-

269
матически. За счет инерционности магнитной системы генератора переключение
конденсаторов будет зависеть от величины нагрузки на любом из подключенных
выходов. Таким образом, происходит стабилизация напряжения при изменении
нагрузки.
Использование данного устройства для автоматического регулирования и
стабилизации напряжения автономного многофункционального асинхронного ге-
нератора позволяет в автономном источнике питания получить следующие поло-
жительные свойства:
1. Трёхфазный электронный ключ 11 периодически подключаются при пере-
ходе коммутирующего напряжения через ноль, поэтому отсутствуют гармониче-
ские составляющие тока и напряжения, а также коммутационные перенапряжения и
помехи.
2. Изменяя положение ползунка потенциометра 21, изменяют момент пере-
ключения компаратора 15 и, тем самым выходное напряжение АМАГ.
3. Различные выходные напряжения расширяют функциональные возможно-
сти генератора и источника питания с таким генератором.
Асинхронный вентильный генератор (АВГ) [104] может быть использован
при проектировании автономных электростанций для питания нагрузки на посто-
янном и переменном токе с приводом от двигателей внутреннего сгорания, ветро -
и / или гидродвигателей.
На рисунке 9.39 показана схема соединения катушечных групп двухполюс-
ной статорной обмотки асинхронного вентильного генератора, на рисунках 9.40 –
схемы включения конденсаторов и выпрямителей, на рисунке 9.41 – векторная диа-
грамма ЭДС и токов.
Рис. 9 .39 – Схема соединения катушечных групп двухполюсной обмотки статора
асинхронного вентильного генератора

270
М
8
9
10
11
12
7
+
+
-
-
13
14
15
16
17
18
ω
G
15
а)
8
9
10
11
12
7
+
+
-
-
16
17
18
19
20
21
13
14
15
ω
G
М
б)
Рис. 9 .40 – Схемы включения конденсаторов и выпрямителей
Двухполюсная статорная обмотка АВГ со-
стоит из 6 катушечных групп (1....6) с вывода-
ми: 7 - от объединённых конца 6 и начала 1 ка-
тушечных групп, 8 - от объединённых конца 1 и
начала 2 катушечных групп, 9 - от объединён-
ных конца 2 и начала 3 катушечных групп, 10 -
от объединённых конца 3 и начала 4 катушеч-
ных групп, 11 - от объединённых конца 4 и
начала 5 катушечных групп, 12 - от объединён-
ных конца 5 и начала 6 катушечных групп.
Катушечные группы смещены в пространстве
на 60
0
.
К выводам 8, 10, 12 присоединен первый
трехфазный выпрямительный мост 13 с выходом
15 постоянного тока «плюс» и «минус», к выво-
дам 7, 9, 11 присоединен второй трехфазный выпрямительный мост 14 с выходом
15 постоянного тока «плюс» и «минус», к выводам 7 - 10, 8 – 11, 9 - 12 подключены
конденсаторы возбуждения 16, 17, 18 для работы АВГ в режиме автономной элек-
тростанции.
Геометрическая сумма трёх фазных токов представлена в виде результирую-
щих векторов на рис. 3.41 и векторная диаграмма ЭДС. Токи смещены по фазе на
600
. Пространственное смещение катушечных групп на 60
0
и фазовое смещение в
них токов возбуждения на 60
0
способствует образованию шестифазной двухполюс-
ной статорной обмотки асинхронного вентильного генератора.
Схемы включения конденсаторов возбуждения является и схема шестифаз-
ной звезды. К выводам 8, 10, 12 присоединен первый трехфазный выпрямительный
мост 13 с выходом 15 постоянного тока «плюс» и «минус», к выводам 7, 9, 11 при-
соединен второй трехфазный выпрямительный мост 14 с выходом 15 постоянного
тока «плюс» и «минус», к выводам 7, 8, 9, 10, 11, 12 подключены конденсаторы
возбуждения 16, 17, 18, 19, 20, 21 для работы АВГ в режиме автономной электро-
станции.
8
9
10
11
12
7
Рис. 9 .41 – векторная диаграмма
ЭДС и токов

271
При работе АВГ в составе автономной электростанции, например, с конден-
саторами, включенными по схеме между выводами 7, 9, 11 величина ЭДС та же,
как и между выводами 8, 10, 12. Если принять, что между указанными выводами
ЭДС составляет, например, 400 В, то к каждой указанной тройке выводов можно
подключить трёхфазную нагрузку, например, в виде асинхронного двигателя опре-
делённой мощности.
Ккаждойпаревыводов7–8, 8 –9, 9 –10, 10 –11, 11 –12, 12 -7созначе-
нием ЭДС 400/1,73 В можно подключать однофазную нагрузку. Определённая од-
нофазная нагрузка может подключаться и к каждой паре выводов 7 – 10, 8 – 11, 9
–
12, между которыми ЭДС составляет 466 В.
Например, в ветроэлектрической станции при работе асинхронного вентиль-
ного генератора на зарядку аккумуляторов на выводах 15 практически исключается
проявление пульсации выпрямленного тока. Выводы 7, 8, 9, 10, 11, 12 позволяют
подключить и шестифазный выпрямительный мост.
Таким образом, при работе АВГ в составе автономной электростанции он
позволяет подключить нагрузку на разное переменное напряжение, а совместно с
шестифазным выпрямительным мостом или с двумя трёхфазными выпрямитель-
ными мостами питать нагрузку постоянным током.
Система бесперебойного и гарантированного электроснабжения для
наиболее ответственных потребителей электроэнергии [101]. К ответственным
потребителям можно отнести следующие основные группы: оборудование локаль-
ной вычислительной сети; системы специальной связи; технические средства спут-
никовой сети передачи данных; системы охраны и работа оборудования стратеги-
ческих объектов и аналогичное оборудование, не допускающее разрыва синусоиды
в момент включения резервного источника.
Известны системы АВР (автоматического ввода резерва), которые обеспечи-
вают переключение нагрузки с одного независимого источника питания на другой,
осуществляя тем самым электропитание потребителей. Недостаток АВР в том, что
на время переключения коммутационными аппаратами (выключателями, контакто-
рами и т.п .) рабочего и резервного источника питания электроснабжение потреби-
телей прерывается.
Известны статические агрегаты бесперебойного питания, основанные на пре-
образовании постоянного тока от выпрямителя или аккумуляторной батареи в
трехфазный переменный ток. Основным узлом такого агрегата является инвертор
тока - сложный и дорогостоящий узел, выполненный на силовой полупроводнико-
вой технике, что является недостатком такой системы. Форма выходного напряже-
ния содержит дополнительные гармоники тока и напряжения.
На рисунке 9.42 представлена функциональная схема системы бесперебойно-
го и гарантированного электроснабжения для наиболее ответственных потребите-
лей электроэнергии.
Система содержит асинхронный генератор с ротором 1 и специальными ста-
торными обмотками 2 с выводами 3 от середины этих обмоток, основные конден-
саторы возбуждения 4 и дополнительные конденсаторы возбуждения 5, регулятор-
стабилизатор напряжения 6, устройство контроля и регулирования частоты 7, дви-
гатель постоянного тока 8 с обмоткой возбуждения 9, регулирующий элемент

272
(транзистор) 10, аккумуляторную батарею 11, трехфазный управляемый выпрями-
тель с функциями зарядного устройства 12, питающую сеть 13, быстродействую-
щий автоматический выключатель 14, реле направления активной мощности 15.
М
ω
4
5
6
1
2
2
3
3
3
14
15
8
9
11
12
10
7
13
2
2
2
2
Нагрузка
П
и
т
а
ю
щ
а
я
с
е
т
ь
Рис. 9 .42 – Функциональная схема системы бесперебойного и гарантированного
электроснабжения для наиболее ответственных потребителей электроэнергии
Асинхронный генератор с ротором 1 и специальными статорными обмотками
2 с выводами 3 от середины этих обмоток вершинами треугольника соединен с ос-
новными конденсаторами возбуждения 4 и дополнительными конденсаторами воз-
буждения 5 в нулевой точке которых своим выходом соединен регулятор- стабили-
затор напряжения 6, а входом с выводами 3 к которым подключена нагрузка и вход
устройства контроля и регулирования частоты 7, двигатель постоянного тока 8
непосредственно, а его обмотка возбуждения 9 через регулирующий элемент 10
соединены с выводами аккумуляторной батареей 11 к которой присоединен и вы-
ход трехфазного управляемого выпрямителя с функциями зарядного устройства 12,
вход которого соединен с питающей сетью 13, к которой через быстродействую-
щий автоматический выключатель 14, реле направления активной мощности 15
вершинами треугольника соединены обмотки 2 статора АГ.
Специальные статорные обмотки 2-2-2 АГ представляют собой модулиро-
ванные обмотки с шириной фазной зоны 1200
. Эти обмотки можно представить в
виде шестифазной обмотки соединенной в треугольник. Соотношение ЭДС на вы-
водах вершины треугольника к ЭДС на отпайках 3-3-3 составляет 1/1.
Основные конденсаторы возбуждения 4 выбираются из условия компенсиро-
вать реактивную составляющую АГ при работе на холостом ходу. Дополнительные
конденсаторы возбуждения 5 рассчитаны на компенсацию реактивной составляю-
щей нагрузки и генератора при автономном режиме работы.
Регулятор- стабилизатор напряжения 6 в функции величины выходного
напряжения на нагрузке (выводы 3-3-3) изменяет величину емкостного тока допол-
нительных конденсаторов 5, тем самым стабилизирует напряжение на нагрузке.
Устройства контроля и регулирования частоты 7 изменяет ток возбуждения в
обмотке 9 двигателя постоянного тока 8 в функции частоты тока нагрузки на от-

273
пайках 3-3-3 обмотки 2-2 -2 АГ. При снижении частоты тока на нагрузке уменьша-
ется ток возбуждения в обмотке 9, при постоянном напряжении на якоре двигателя
8, увеличивается его скорость (частота) вращения. Происходит регулирование ско-
рости вращения двигателя постоянного тока изменением магнитного потока.
Реле направления активной мощности может быть типа РМ-11, РМ -12 с по-
вышенным быстродействием (время срабатывания не более 0,03 секунды).
Трехфазный управляемый выпрямитель 12 с функциями зарядного устрой-
ства имеет ограничение (по току заряда) и устройство стабилизации выходного
напряжения равного напряжению холостого хода аккумуляторной батареи 11. Это
напряжение поддерживается и на зажимах якоря двигателя 8.
Система бесперебойного и гарантированного электроснабжения для наиболее
ответственных потребителей электроэнергии работает следующим образом.
Штатный режим. При подаче напряжения на зажимы питающей сети 13
на выходе трехфазного управляемого выпрямителя 12 с функциями зарядного
устройства появляется заданное напряжение, согласованное с номинальным
напряжением аккумуляторной батареей 11 и номинальным напряжением якоря
двигателя постоянного тока 8. Транзистор 10 открыт и по обмотке возбуждения 9
проходит номинальный ток. Двигатель постоянного тока 8 разгоняется до скорости
(частоты) вращения, например, 3000
-1
(314 с
-1
). С такой же скоростью вращается и
ротор асинхронного генератора 1.
Одновременно напряжение питающей сети 13 через контакты быстродей-
ствующего автоматического выключателя 14, реле направления активной мощно-
сти 15 поступает на вершины треугольника специальных обмоток 2 статора асин-
хронного генератора, на основные конденсаторы возбуждения 4 и дополнительные
конденсаторы возбуждения 5. Поскольку ротор 1 АГ вращается с синхронной ско-
ростью вращения магнитного поля, по обмоткам статора проходит реактивный ток
(мощность) намагничивания и активная составляющая тока пропорциональная по-
терям в стали на перемагничивание. Реактивный (емкостной ток) также поступает
от основных конденсаторов возбуждения 4 и дополнительных конденсаторов воз-
буждения 5.
При подключении нагрузки к выводам 3 статорных обмоток 2 асинхронный
генератор работает как автотрансформатор, передавая мощность от питающей сети
13 к нагрузке с минимальными потерями.
Аварийный режим. Исчезает напряжение в питающей сети 13. Ротор 1 про-
должает вращаться от двигателя постоянного тока 8 и асинхронного генератор пе-
реходит в автономный режим с возбуждением от основных конденсаторов возбуж-
дения 4 и дополнительных конденсаторов возбуждения 5. На выводах 3 и нагрузке
напряжение не исчезает и не изменяется. Реле направления активной мощности 15
реагирует на изменение потока мощности (подключен трехфазный управляемый
выпрямитель 12 с функциями зарядного устройства или другая нагрузка) и подает
сигнал на контакты быстродействующего автоматического выключателя 14, кото-
рый быстро отключает питающую сеть 13 со всеми токоприемниками. Двигатель
постоянного тока 8 переходит на питание от аккумуляторной батарея 11. Частота
его вращения и частота тока асинхронного генератора снижается, устройства кон-
троля и регулирования частоты 7 реагирует на это и изменяет ток возбуждения в

274
обмотке 9 двигателя постоянного тока 8 в функции частоты тока нагрузки. Частота
вращения двигателя и частота тока АГ и нагрузки стабилизируются.
При изменении величины нагрузки напряжение на выводах 3 специальных
статорных обмоток 2 изменяется. На это реагирует регулятор- стабилизатор напря-
жения 6, который автоматически при снижении напряжения увеличивает емкост-
ной ток дополнительных конденсаторов возбуждения 5. Так происходит стабилиза-
ция напряжения на нагрузке.
При появлении напряжения на питающей линии 13 от датчика контроля сети
(на схеме не показан) включается быстродействующий автоматический выключа-
тель 14 и система бесперебойного и гарантированного электроснабжения перехо-
дит в штатный режим работы.
Достоинства предлагаемого технического решения.
1. При работе в штатном режиме АГ потребляет реактивный ток от конденса-
торов возбуждения 4 и 5, тем самым разгружая питающую сеть 13. За счет этого
емкостного тока, регулятор- стабилизатор напряжения 6 поддерживает неизменным
напряжение на нагрузке 3 даже в штатном режиме при питании от сети 13.
2. Поскольку по обмоткам 2 постоянно циркулирует емкостной ток, то в ава-
рийных режимах (и при переходе в штатный режим) синусоида напряжения на
нагрузке не прерывается, что очень важно для ответственных потребителей элек-
трической энергии
3. За счет симметричного ротора АГ на нагрузке поддерживается стабильное
напряжение даже при двухфазной или не симметричной нагрузке.
Вентильный асинхронный генератор для автономной электростанции
[yy] может быть использован при проектировании автономных электростанций для
питания нагрузки на постоянном и переменном токе с приводом от двигателей
внутреннего сгорания, ветро - и / или гидродвигателей.
На рисунке 9.43 показана развернутая схема соединения катушечных групп
двухполюсной обмотки статора вентильного асинхронного генератора; на рисунке
3.44 – силовые выводы обмотки с конденсаторами возбуждения, векторные диа-
граммы фазных токов возбуждения по условной окружности статора и схема вклю-
чения управляемых выпрямителей для питания нагрузки постоянным током.
Согласно фигуре 1 обмотка статора вентильного асинхронного генератора
содержит четыре катушечные группы (1, 2, 3, 4), при этом конец первой катушеч-
ной группы обмотки соединен с началом второй катушечной группы, конец второй
катушечной группы – с началом третьей катушечной группы, конец третьей кату-
шечной группы – с началом четвертой катушечной группы, конец четвертой кату-
шечной группы – с началом первой катушечной группы, силовые выводы 5, 6, 7, 8
(с первого по четвертый) взяты от начал катушечных групп.
Согласно фигуре 2 поперечно диаметральное расположение пар силовых вы-
водов 5 и 7, 6 и 8 определяет пространственное смещение двух частей обмотки на
900
, а подключение к этим силовым выводам двух конденсаторов возбуждения 9 и
10 обеспечивает фазовое смещение в частях обмотки токов возбуждения на 90
0
, что
в свою очередь, способствует образованию в вентильном асинхронном генераторе
вращающегося магнитного поля. Стрелки векторных диаграмм 11 по условной
окружности статора указывают направление токов возбуждения от конденсаторов 9

275
и 10 двух частей обмотки. Геометрическая сумма фазных токов возбуждения на
четырех участках обмотки представлена в виде результирующих векторов 12.
К силовым выво-
дам 5 и 7 присоединен
первый управляемый
выпрямитель 13 с пер-
вым выходом посто-
янного тока 17 и 18, а
квыводам6и8при-
соединен
второй
управляемый выпря-
митель 14 со вторым
выходом постоянного
тока 19 и 20. Последо-
вательное соединение
управляемых выпря-
мителей 13 и 14 по-
средством
однопо-
люсного выключателя
15 повышает выход-
ное напряжение на
выходе 21 и 22 в два раза. Параллельное соединение управляемых выпрямителей 13
и 14 посредством двухполюсного выключателя 16, то есть объединение выводов 17
и 18 с выводами 19 и 20 обеспечивает удвоение выходного тока, и симметричное
распределение нагрузки на части обмоток и на обмотку в целом.
Вентильный асинхрон-
ный генератор (ВАГ) для
автономной электростан-
ции работает следующим
образом. При вращении
ротора ВАГ он самовоз-
буждается от конденсато-
ров возбуждения 9 и 10. На
силовых выводах 5 и 7, 6 и
8 появляется симметричное
выходное напряжение за-
данной величины и часто-
ты тока. К этому напряже-
нию подключается одно-
фазная нагрузка. Это же
напряжение поступает на
управляемые выпрямители
13 и 14. После выпрямления поступает на первый выход постоянного тока 17 и 18
(U1) и второй выход постоянного тока 19 и 20 (U2). При одинаковом угле управле-
Рис. 9 .43 – Развернутая схема соединения катушечных групп
двухполюсной обмотки статора вентильного асинхронного
генератора
5
8
7
6
13
14
15
16
18
20 22
U1
U2
U
1
+
U
2
+
+
(++)
-
-
(--)
9
10
17
19
21
11
12
12
12
12
Рис. 9 .44 – Силовые выводы обмотки с конденсаторами
возбуждения, векторные диаграммы фазных токов
возбуждения по условной окружности статора и схема
включения управляемых выпрямителей для питания
нагрузки постоянным током

276
ния тиристоров управляемых выпрямителей на выходах 17 и 18, 19 и 20 будет оди-
наковое выходное напряжения U1 = U2. К этому выходному напряжению могут
подключаться аккумуляторы для зарядки, нагрузка постоянного тока или преобра-
зователь частоты.
При замыкании однополюсного выключателя 15 два выходных напряжения
U1 и U2 суммируются и поступают на выход 21 и 22.
При замыкании двухполюсного выключателя 16 выходы постоянного тока 17
и 18, 19 и 20 объединяются, что обеспечивает удвоение выходного тока и симмет-
ричное распределение нагрузки на части обмоток и на обмотку в целом.
Вентильный асинхронный генератор для автономной электростанции имеет
следующие положительные качества.
1. Имеются два независимых напряжения переменного и постоянного тока,
что позволяет питать две независимые друг от друга нагрузки.
2. Просто решается вопрос регулирования напряжения на каждой обмотке
путем изменения величины емкости 9 и 10.
9.3 Методика расчёта экспериментального образца асинхронного
генератора и результаты лабораторных испытаний
При проектировании АГ возможны два подхода: разработка совершенно но-
вой конструкции генератора и или модернизацию существующих новых серий
асинхронных машин. По нашему мнению, серийные асинхронные машины серии
АИР, 5А, 6А, 7А имеют достаточно высокие энергетические показатели и эти АМ
могут быть основой для создания АГ.
На эксплуатационные свойства АГ заметно влияют параметры, обусловлен-
ные, главным образом, схемными признаками статорных обмоток. Насыщенный
магнитопровод АМ генерирует высшие гармоники потока, ЭДС от которых могут
заметно влиять на форму линейного напряжения генератора. Если фазные обмотки
или их части соединить в треугольник, то контурный ток третьей гармоники, вы-
званной суммой совпадающих по фазе ЭДС, создаст поток, практически компенси-
рующий поток третьей гармоники, генерируемый магнитопроводом.
Индукция в воздушном зазоре генератора В определяет степень насыщения
магнитопровода, относительную величину намагничивающего тока, число витков и
сечение обмоточного провода. Выбор значения В зависит от характера нагрузки,
габарита базового двигателя и от конструктивных особенностей обмоток. При при-
менении базовых двигателей с меньшим числом полюсов расчётная величина ин-
дукции в воздушном зазоре может несколько превышать индукцию в воздушном
зазоре базового двигателя.
Число витков фазной обмотки генератора на частоту тока f при известных
геометрических размерах статора (внутреннем его диаметре D и длине l) и задан-
ной величине ЭДС Е при холостом ходе
w = Е/4,44f kоб В Dl.
Для генераторов с 36 пазами статора индуктивные сопротивления обмоток с
практически диаметральным шагом (степень укорочения шага   1) при холостом
ходе генератора и при нагрузке

277
2
10
0
0
31
4
(
0,57
)
;
32
д
wlh
x
f
x
рqb









2
10
31
4
(
0,57
)
.
32
н
дн
wlh
x
f
x
рqb










Пример расчёта обмотки с разным числом витков в катушках для асинхрон-
ного генератора на частоту тока 50 Гц на базе АД АИР 112 М2 (нагрузка с  = 30
0
).
D = 113 мм, - внутренний диаметр сердечника статора; l = 120 мм, - длина сердеч-
ника статора; h/3b  1, - форма и размеры паза статора;  = 0,25 мм, - односторон-
ний воздушный зазор между статором и ротором; k = 1,35 – коэффициент воздуш-
ного зазора; k = 1,4 – коэффициент насыщения магнитной цепи; Q = 55 мм
2
–
пло-
щадь паза; В = 0,92 Тл – индукция в воздушном зазоре [18].
Схема модулированной обмотки с чередованием катушек в группах 3 – 3 и
рациональным шагом у = 15 позволяет выполнять катушки частей обмотки из про-
водников разного сечения и располагать проводники разного сечения в одних и тех
же пазах (рис. 9.45 и 9.46).
Рис. 9 .45 – Схема обмотки с чередованием катушек в группах 3 –3
Для этой обмотки с конденсаторами на выводах «В» - возбуждение радиус
основной гармоники МДС, полярный момент инерции пазовых точек диаграммы
Гёргеса и значение коэффициента дифференциального рассеяния от тока возбуж-
дения (kоб = 0,9235), рисунок 9.47):
72 0, 9235
10,5825;
2
2 3,1416 1
об
p
Zk
R
р






2
0
22
112, 3333
1
1 0, 00307.
10,5825
д
д
р
R
R







2
2
2
2
2
22
2(7 5 275cos120) 2(9 3 293cos120)
2(10 1 2 10 1 cos120 ) /6 112,3333;
d
R
















От тока нагрузки (kоб = 0,676):

278
72 0, 676
7, 7464;
2
2 3,1416 1
об
p
Zk
R
р






2
22
60, 3333
1
1 0, 00544.
7, 7464
д
д
р
R
R







2
2
2
2
2
22
2(5 4 254cos120)2(7 1 271cos120)
2(6 3 2 6 3 cos120 ) /6 (122 114 126)/6 60,3333;
d
R



















Рис. 9 .46 – Векторная диаграмма токов и характер их изменения при нагрузке
Соответственно от тока возбуждения и равного ему активного тока нагрузки
и (kоб = 0,5723):
144 0,5723
13,116;
2
2 3,1416 1
об
p
Zk
R
р






2
22
172,6666
1
1 0, 0037.
13,116
д
д
р
R
R







2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
22
(12 3 2123cos120)13 (11 3 2113cos120)
(10 5 2105cos120)(8 7 287cos120)
(9 6 2 9 6 cos120 ) /6 (189 169 163 175 169 171)/6 172,6666;
d
R































Расчёт обмотки при соотношении ЭДС (Ев/Ен = 400/230 В) на базе асинхрон-
ного двигателя 4А112М2. Число витков на фазу (и индукция в воздушном зазоре Вδ
= 0,8ТлипотокФ=11 ·10-3
) Вб)
w = E/(222kобФ) = 133.
В катушке 11 витков. Катушки с током IAμ + IA выполняем из двух параллель-
ных проводников, а катушки с током IA + IВμ из одного провода.
В пазу N = 33 проводников диаметром
/
55/33 1,29 .
из
d
QN
мм



Выбираем d/dиз = 1,18/1,26 мм. Сечение провода S = 1,09 мм
2
.
Активное сопротивление частей обмотки:
R11 = 0,0223  0,66  66/ 1,09 = 0,89 Ом. R12 = 0,445 Ом.

279
Рис. 9 .47 – Векторная
диаграмма к расчёту
коэффициента
распределения при
нагрузке и диаграмма
Гёргеса при нагрузке
Намагничивающий ток
3
7
0
0,8 3,1416 0,6 10 1,2 2,3
6,45 .
1,414 3 132 0,9235 4 3,1416 10
2об
Bkk
IA
mwk





















Реактивный ток ротора и его приведённое значение:
2
4
2
2
2
2
22
42
22
(/)
(300 / 244) 1,04 10 0,023
6,5
.
(1,02 10 )
e
н
р
н
Ek хs
IA
Rxs











2
'
2
6,5
0,25 ,
26,15
p
p
i
I
IA
k



где kе = wkоб/w2kоб2 = (132 · 0,9235)/(0,5 · 0,999) = 244 и ki = mwkоб/m2w2kоб2 = 3 · 132 ·
0,9235/(28 · 0,5 · 0,999) = 26,15.
Сопротивление взаимоиндукции и индуктивное сопротивление статорной
обмотки при холостом ходе генератора:
0
'
2
300
44,4 ;
(
) 6,75
p
Е
х
Ом
II






2
10
0
00
32
31
31
4
(
0,57
)
4
2
2
0,125 3 0,833 1
3 0,833 1 3,1416 0,108
0,79 10 132 (
0,57
)
6
4
2
2
0,00307 44,4 1,25 0,14 1,39 .
д
lD
x
fw
x
q
Ом






























Потерям в обмотке базового двигателя (402 Вт) отвечает активный ток
нагрузкигенератораIн = 10Аитокивчастяхобмотки IА+IА=16АиIА+IВ=
5,4 А (рис. 3.48). Действительно, при этих токах потери в обмотке

280
2
2
2
2
1
12
11
3(15,6
5,4
) 3(15,6 0,445 5,4 0,89) 402 .
эл
Р
R
R
Вт









Рис. 9 .48 – Реакция
активного тока
нагрузки и векторная
диаграмма токов при
активной нагрузке
Из выражения
'
02
10
400
6, 75
1, 39
р
cc
Е
III
А
xхx







определяем сопротивление конденсаторов и их ёмкость [15]:
хс = 45,8Ом; С=10
6
/хс=10
6
/(314  45,8) = 60 мкФ.
Напряжение на конденсаторах и их рабочее напряжение:
Uс=I0хс =6,7545,8 =309В; Uср 1,414 309 437В.
Соотношение амплитуд основных гармоник МДС от номинального активного
тока нагрузки и от тока возбуждения при холостом ходе
F1н/F1μ = I1нkобн/(Iμ0kобв) = 10  0,676/(6,75  0,9235) = 1,084.
При активно – индуктивной нагрузке, например, с φ = 10
0
размагничивание
номинального тока нагрузки составит 10,8 %.
Экспериментальный образец АГ выполнен по ранее приведенным расчетным
данным. Схема модулированной обмотки с чередованием катушек в группах 3 – 3 и
рациональным шагом у = 15 позволяет выполнять катушки частей обмотки из про-
водников разного сечения.
Методика исследования базируется на ГОСТ 7217-87, 11828-86 и методиче-
ские рекомендации. После изготовления АГ проверяется сопротивление изоляции,
которое должно превышать 0,5 Мом.
Измерение активного сопротивления обмоток статора выполняется методом
вольтметра и амперметра. Для этого фазы или участки обмотки подключаются че-
рез амперметр к источнику регулируемого напряжения. По закону Ома находят
среднее значение сопротивления. Полученное значение сопротивлений частей об-
мотки: R11 =0,81 Ом (расчет - R11 = 0,89 Ом); R12 = 0,42 Ом (расчет - R12 = 0,445 Ом).
Генератор крепится на испытательном стенде (рис. 9.49). Регулируемая бата-
рея конденсаторов соединяется с обмоткой АГ через измерительный комплект К-
506. Приводным двигателем (контролируя по прибору Р ) устанавливается часто-
та вращения вала н
n =1510 мин
-1
.
Включаются конденсаторы возбуждения от 32
мкФ до 60 мкФ с интервалом 4 мкФ (рис. 9.50).
Результаты исследований представлены на рис. 9.51 и 9.52. Для исследования
внешних характеристик АГ при различных значениях емкости возбуждения АГ при
постоянной частоте тока нагружается активно - индуктивной нагрузкой.

281
Рис. 9 .49 – Состав оборудования для исследования асинхронных генераторов
Рис. 3 .50 – Схема испытаний
АГ. На схеме Rн - активная
нагрузка (жидкостный
реостат); LD - индуктивная
нагрузка (фазорегулятор на
базе асинхронного двигателя
с фазным ротором); К1 и К2 -
измерительные комплекты в
цепи возбуждения АГ и в
цепи нагрузки; TA1 и TA2
трансформаторы тока в
плечах обмотки статора; А1
и А2 амперметры для
измерения составляющих
тока в плечах обмотки
статора; Нz - частотомер
По этим данным построены внешние характеристики (рис. 9.53) и регулиро-
вочные характеристики (рис. 9.54 – 9.56).
На этих характеристиках I1 и I2 ток в плечах обмотки статора, Iнаг - суммар-
ный ток нагрузки. При расчетной номинальной мощности АГ, нагрузке около 5,5
кВт и конденсаторов возбуждения емкостью 60 мкФ, напряжение на нагрузке сни-
жается от 232 до 223 (3,8%). При других значениях емкости конденсаторов возбуж-

282
дения снижение напряжения на нагрузке имеет следующие величины: 2 – 56 мкФ -
4,4%,3 –52мкФ4,9%,4 –48мкФ-5,0%,5 –44мкФ5,1%.
Рис. 9 .51 – Характеристика холостого хода экспериментального АГ
()
UfC

Рис. 9 .52 – Характеристика холостого хода экспериментального АГ
()
U fI


283
Рис. 9 .53 – Внешние характеристики АГ при различных значениях емкости
(1–60мкФ,2 –56мкФ,3 –52мкФ,4 –48мкФ,5 –44мкФ)
Рис. 9 .54 – Характер изменения суммарного тока нагрузки и в частях обмотки АГ
при емкости возбуждения 60 мкФ

284
Рис. 9 .55 – Характер изменения суммарного тока нагрузки и в частях обмотки
при емкости возбуждения 56 мкФ
Рис. 9 .56 – Характер изменения суммарного тока нагрузки и в частях обмотки
при емкости возбуждения 52 мкФ
При изменении нагрузки ток I1 и ток нагрузки возрастает пропорционально
мощности нагрузке, что подтверждает теоретические предпосылки. Ток нагрузки I2
в другом плече снижается до загрузки генератора номинальной мощностью и воз-
растает при перегрузке генератора.

285
10 ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКАЯ СИСТЕМА С АСИНХРОННЫМИ
МАШИНАМИ И ЕЕ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
10.1 Схема замещения и системы координат
При составлении уравнений и рассмотрении переходных процессов асин-
хронных машин используем общепринятые допущения и ограничения, связанные с
понятием «идеализированная машина»: машина ненасыщенна, потерь в стали нет,
фазные обмотки симметричны и сдвинуты на угол 90 электрических градусов для
двухфазных машин и на 1200 для трехфазных; МДС (магнитодвижущие силы) об-
моток и магнитные поля распределены синусоидально вдоль окружности воздуш-
ного зазора; воздушный зазор равномерен; ротор симметричен. Реальная распреде-
ленная обмотка заменена сосредоточенной, а ее МДС принята равной обмотки.
В случае необходимости могут быть учтены насыщение магнитной цепи, по-
тери в стали, несимметрия ротора и т.д ., однако это значительно усложняет вид
уравнений и их решение.
Математическое описание процессов электромеханического преобразования
энергии в асинхронных машинах отличается известной сложностью. В связи с этим
составление дифференциальных уравнений асинхронных машин является одним из
важнейших этапов подготовки задачи к решению на ПК. Асинхронные машины
являются самым распространенным типом электрических машин, поэтому создание
их математических моделей является особенно целесообразным, так как при этом
становится возможным решение широкого круга задач, объединенных общностью
алгоритма [1, 2].
Для описания процессов асинхронной машины (АМ), работающей в режиме
двигателя или генератора, необходимо составить уравнения электрического равно-
весия для напряжений контуров и уравнение равновесия моментов, действующей
на ротор [21, 22, 23].
Рис. 10.1 – Схема замещения асинхронной машины
АМ обычно представляют как систему магнитно связных обмоток, располо-
женных на статоре и роторе. Рассматривая взаимодействие обмотки фазы А статора
и обмотки фазы а ротора, следует отметить, что взаимное положение этих обмоток

286
в пространстве при вращении ротора непрерывно изменяется (рис. 10.1). С учетом
известных допущений [21] взаимная индуктивность между обмотками А и а
cos ,
Aa
MM

(10.1)
где М – максимальная величина взаимной индуктивности, которая имеет место при
совпадении осей обмоток А и а;
0
0
t
r
dt


 – угол между осями обмоток фаз А и
а
2
r
pn


–
угловая частота ротора; n – частота вращения ротора, р – число пар
полюсов; 0 – угол, определяющий начальное положение ротора).
Для трех фаз статора и ротора уравнения напряжений соответственно имеют
вид
/;
/;
/;
A
sA
A
B
sB
B
C
sC
C
ddtri
u
ddtri
u
ddtri
u








/
0;
/
0;
/
0.
a
ra
b
rb
c
rc
ddtri
ddtri
ddtri








(10.2)
В уравнениях (10.2)  
Aа
 полное потокосцепление фазы; ()
Aa
ii ток в фазе
статора и ротора; ()
Sr
rr – активное сопротивление фазы статора (ротора).
Потокосцепление любой n-й фазы статора определяется величиной собствен-
ной индуктивности фазы Ln и взаимной индуктивности ее Мni со всеми ее другими
обмотками машины.
Учитывая соотношение (10.1), можно записать выражения для потокосцепле-
ний фаз обмоток статора и ротора. Для фаз А и а эти выражения имеют вид




cos
cos
2/3
cos
2/3;
А
AA
ABB
ACC
a
bc
LiMiMiM
i
M
iM
i
















cos
cos
2/3
cos
2/3,
a
aa
abb
acc
A
BC
LiMiMiM
i
M
iM
i












где LА= LВ= LС= Ls – индуктивность фазы статора; Lа= Lb= Lc= Lr – индуктивность
фазы ротора; МАВ= МАС= МВС= Мs – взаимная индуктивность между обмотками
статора; Маb= Мас= Мbс= Мr – взаимная и индуктивность между обмотками ротора.
Выражение потокосцеплений для фаз В, С статора и фаз b, c ротора анало-
гичны:


cos( 2 /3)
cos
cos
2/3;
B
sB
sA
sC
a
bc
LiMiMiM
i
M
iM
i













(10.3)




cos
2/3
cos
2/3
cos ;
С
sA
sB
sC
a
bc
МiMiLiM
i
M
iM
i













(10.4)




cos
2/3
cos
cos
2/3;
b
ra
rb
rc
A
BC
MiLiMiM
i
M
iM
i













(10.5)




cos
2/3
cos
2/3
cos
с
ra
rb
rc
A
BC
MiMiLiM
i
M
iM
i













(10.6)

287
Электромагнитный момент асинхронной машины может быть определен как
частная производная по углу поворота ротора от общего запаса электромагнитной
энергии машины. Электромагнитная энергия асинхронной машины


0,5
эм
AA
BB
CC
aa
bb
cc
W
i
i
i
i
i
i







.
(10.7)
Электромагнитный момент


/
эм
эм
M
W
p


.
(10.8)
Уравнение движения ротора
1
-
r
эм
мех
d
MM
J
рdt



,
(10.9)
где J – момент инерции ротора и приведенный момент инерции рабочего механиз-
ма; мех
M
–
механический момент на валу ротора.
Выражение (10.2) – (10.8) образуют систему уравнений трехфазной асин-
хронной машины, которая содержит 14 уравнений, зависимыми переменными яв-
ляются шесть токов, шесть потокосцеплений, электромагнитный момент и частота
вращения. Система уравнений АМ в общем случае не линейна, так как в ней име-
ются уравнения, в которых коэффициенты являются функциями зависимых пере-
менных рассматриваемой системы. При постоянной частоте вращения система АМ
становится линейной, однако в ней содержится большое количество периодических
коэффициентов, являющихся функциями времени [112].
Чтобы упростить моделирование, систему уравнений трехфазной АМ, запи-
санных в реальных фазных координатах, представим, как это принято в теории
электрических машин, в системе ортогональных координат х, у, вращающихся в
пространстве с некоторой произвольной угловой скоростью k
 . Преобразованные
уравнения напряжений соответственно для статора и ротора имеют следующий вид
[22, 23]:
/;
/;
xs
кys
sxs
xs
ys
кxs
sys
ys
ddt
ri
u
ddt
ri
u














/
0;
/
0.
xr
к
r
yr
rxr
ys
к
r
xr
ryr
ddt
ri
ddt
ri














(10.10)
Потокосцепления эквивалентных статорных
,
xs
уs
и роторных
,
хr
уr

контуров равны:
;
,
xs
sxs
mxr
xs
sxs
mxr
Li Li
Li Li





;
,
xs
sxs
mxr
xs
sxs
mxr
Li Li
Li Li





(10.11)
где

3/2
ss
LL
M


и

3/2
rr
LL
M


–
индуктивности обмоток статора и
ротора, учитывающие магнитную связь с двумя другими фазными обмотками ста-
тора и ротора;

3/2
m
LM

–
взаимная индуктивность, учитывающая магнитную связь од-
ной фазы статора с тремя обмотками ротора и соответственно одной обмотки рото-
ра с тремя обмотками статора.
Токи эквивалентных контуров статора и ротора связаны с фазными токами
соотношениеми:

288
2
2
2
cos
cos
cos
;
3
3
3
2
2
2
sin
sin
sin
;
3
3
3
xs
A
к
B
к
C
к
ys
A
к
B
к
C
к
i
i
ti
t
i
t
i
i
ti
t
i
t

















































(10.12)


2
2
2
cos
cos
cos
;
3
3
3
2
2
2
sin
sin
sin
.
3
3
3
xr
a
к
b
к
c
к
yr
a
к
b
к
c
к
i
i
t
i
t
i
t
i
i
t
i
t
i
t


























































(10.13)
Соотношение, аналогичные (10.12), (10.13), определяют связь между пото-
косцеплениями и напряжениями эквивалентных контуров статора и ротора с соот-
ветствующими фазными переменными.
Система уравнений (10.9) – (10.11) описывает электромагнитные переходные
процессы идеализированной двухфазной АМ в системе координат, вращающихся с
произвольной угловой скоростью к
 . Если в результате решения этих уравнений
получены токи и потокосцепления, то по ним можно рассчитать токи и потокос-
цепления реальной трехфазной машины согласно формулам обратных преобразо-
ваний, которые соответственно для статорных и роторных величин имеют следую-
щий вид:






cos
sin ;
cos
2/3
sin
2/3;
cos
2/3
sin
2/3;
A
xs
к
ys
к
B
xs
к
ys
к
C
xs
к
ys
к
ii
ti
t
ii
t
i
t
ii
t
i
t























(10.14)







cos
sin
;
cos
2/3
sin
2 /3;
cos
2/3
sin
2 /3.
a
xr
к
yr
к
b
xr
к
yr
к
c
xr
к
yr
к
ii
t
i
t
ii
t
i
t
ii
t
i
t

































(10.15)
Формулы обратных преобразований для фазных потокосцеплений и напря-
жений трехфазной асинхронной машины аналогичны.
Электромагнитный момент в функции преобразованных токов и потокосцеплений:
3
.
2ysxs
xs ys
M
i
i






(10.16)
Если реальные фазные напряжения определяются соотношениями




0
0
0
cos(
);
cos
2 /3;
cos
2 /3,
A
m
s
B
m
s
C
m
s
uU
t
uU
t
u
U
t















(10.17)
из этого получим выражения напряжений в двухфазной системе координат:


0
0
cos
;
sin
.
xs
m
s
к
ys
m
s
к
u
U
t
u
U
t


















(10.18)

289
В теории электромагнитных переходных процессов электрических машин
рассматривают в основном три координатные системы, которые являются частным
случаем рассмотренной системы, вращающейся с произвольной угловой скоростью
к
 [37].
Первая система осей неподвижна относительно ротора и вращается относи-
тельно статора со скоростью вращения ротора (система d, q, 0), т.е.
кr


.
Эта
система нашла наибольшее применение при анализе переходных процессов в син-
хронных и асинхронных машинах в случае несимметрии ротора и симметрии цепей
статора. При этом преобразованные уравнения не содержат переменных коэффици-
ентов, так как преобразованиям подвергаются лишь переменные статорных цепей.
Второй является система осей, вращающихся относительно статора с син-
хронной скоростью, т.е. неподвижная относительно поля статора асинхронной ма-
шины в установившимся режиме , т.е . в этом случае кs


. Эту систему обозна-
чают индексами u, v, 0 37. Ора предпочтительна при анализе переходных процес-
сов в симметричных машинах. В этом случае напряжения uvs и uus согласно (10.18)
будут постоянными величинами.
В третьей системе координат, неподвижных относительно статора (си-
стема , , 0), к = 0. В соответствии с (10.18) переменные ss
uиu

изменяются во
времени по синусоидальному закону. Система ,  , 0 обладает тем преимуществом,
что при выборе положения одной из ее осей, например , совпадающей с осью од-
ной из фаз реальной машины, ток iа будет равен реальному фазному току. Эта си-
стема удобна при анализе машин с симметричным ротором и несимметричными
обмотками статора, анализе машин с включенными в цепь статора элементами, при
расчете режимов динамического или конденсаторного торможения, короткого за-
мыкания в статорных цепях и т.д.
В общем случае выбор координатной системы для анализа переходных про-
цессов в асинхронных машинах зависит от условий конкретной задачи (от схем со-
единений обмоток статора и ротора симметричные или несимметричные, необхо-
димости получения фазных токов, простоты схемы модели и т.д .).
В практике как аналитических, так и машинных расчетов используют раз-
личные системы относительных единиц. Выбору системы относительных единиц
посвящен ряд работ, где даны подробные обоснования базисных единиц и приведе-
ны уравнения асинхронных машин при записи их в разных системах.
При математическом моделировании машин переменного тока удобно ис-
пользовать систему относительных единиц с равными взаимными индуктивностя-
ми, в которой сопротивление взаимной индуктивности между статорами и ротора-
ми обмотки, а также между разными роторными обмотками равны. При этом урав-
нения получаются того же вида, что и при физической системе единиц. Поэтому
физический смысл отдельных членов уравнений сохраняется, что является пре-
имуществом данной системы. За базисные величины принимают следующие:
Uб=Uфт – базисное напряжение, равное амплитуде номинального фазного напряже-
ния статора; Iб = Iфт – базисный ток статора, равный амплитуде номинального фаз-
ного тока статора; б = s – базисная угловая частота, равная, синхронной;
1/
бб
t


–
базисная единица времени.

290
Для остальных статорных переменных базисные величины определяются со-
отношениями; Zб=Uб/Iб
–
сопротивление; Lб=Zб/б
–
индуктивность;
//
б
б
б
бб
б
U
ZI




–
потокосцепление; Mб=Sб/б – момент; Sб=3Uф Iф=(3/2)Uфт
Iфт=(3/2)Uб Iб – мощность.
Базисные токи роторных контуров находим, предполагая, что они создают в
воздушном зазоре такую же первую гармоническую поля, как продольная реакция
статора при базисном токе. Базисные величины всех других переменных приравни-
ваем базисным величинам для статорных контуров.
Запишем уравнение АМ в относительных единицах в системе координат , ,
0. Учитывая, что в данном случае
0
к
  , принимая общепринятые обозначения
переменных и параметров, поделим уравнение напряжения статора и ротора на ба-
зисное напряжение б
бб
бб
U
ZI

. При этом получим уравнение напряжений
машины в относительных единицах:
;
;
0;
0,
a
sa
a
s
ar
r
r
rar
r
rar
rr
p
Ri
u
p
Ri
u
p
Ri
p
Ri



























(10.19)
где p=d/(dtб)=d/d – знак дифференцирования по времени =бt=st, выраженному
в о.е.
/(
),
/(
);
/,
/
s
бб
s
бб
r
r
б
r
r
б
p
d
dt
p
d
dt

















–
относительные значения потокосцеплений ротора в осях α и β;
/,
/
ssб
r
r
б
RrZRrZ

–
относительные значения активных сопротивлений
статора и ротора;
*
/
rrб


–
относительная угловая частота вращения ротора;
/,
/,
/,
/
s
б
s
б
r
r
б
r
r
б
iiiiiiiiiiii











–
относительные значения токов
статора и ротора.
Уравнения потокосцеплений в относительных единицах получим, поделив
10.12 на
/
б
бб
б
Zi


:
;;
;;
mr
mr
r
rr
m
r
rr
m
xi xi
xi xi
xi
xi
xi
xi
























(10.20)
где
/;
/;
/;
/
s
б
s
б
r
r
б
r
r
б













–
относительные зна-
чения потокосцеплений статора и ротора в осях α и β;
/( ),
/()
ssб
бб
rr
rrб
бб
xi Li
ZixiLi
Zi






и т.д.
–
относительные значения
составляющих потокосцеплений. Уравнение движения ротора в относительных
единицах получим, поделив (10.10) на
/
б
б
б
MS

:
*
ббr
эм
мех
jr
бб
Jd
MМ
Hp
Sdt






,
(10.21)
где
//
(
)/
эм
мех
эм
мех
б
MМ
MМ
М



–
относительное значение момента;

291
3
/
j
бб
HJS


–
инерционная постоянная ротора, рад.
Электромагнитный момент двухфазной машины определяется из соотноше-
ния (10.11) делением его на
33
22
б
бб
б
бб
бб
S
UI
MI






:
/
/.
эм
эм
б
MMM
i
i
 




(10.22)
Система уравнений (10.16) – (10.19) описывает электромеханические пере-
ходные процессы асинхронной машины в осях α, β, 0.
10.2 Моделирование трехфазного асинхронного генератора с
конденсаторным самовозбуждением
Развитие и перспективы применения АГ тесно связаны с всесторонним изу-
чением различных режимов работы этих машин. Одной из важных задач является
исследование переходных процессов, протекающих как при самовозбуждении, так
и при работе на нагрузку.
Одна из возможных схем включения асинхронного генератора на нагрузку
представлена на рис. 10.2. При работе генератора возможны следующие основные
режимы: трехфазное конденсаторное самовозбуждение при холостом ходе, вклю-
чение и работа на нагрузку, самовозбуждение под нагрузкой.
Анализ этих режимов возможен по полной системе уравнений АМ. Работа
АГ на нагрузку характеризуется несимметрией цепей статора, поэтому целесооб-
разно воспользоваться системой уравнений, записанных в осях α, β, 0. Для анализа
работы схемы уравнения (10.15) – (10.18) необходимо дополнить уравнениями рав-
новесия напряжений и токов контуров внешней цепи генератора [37, 112]:
;
/
0;
/
0;
/,
н
А
В
А
АА
н
B
BB
н
C
CC
uuu
iCdudti
iCdudti
iCdudt












где
,
,
,
АBCн
iiii–токифазгенератораи
нагрузки;
,
,
,
АBCн
u u u u – напряжения воз-
буждающих емкостей и нагрузки.
Напряжение на нагрузке
/
н
нн
н
н
uiRLdidt

.
(10.23)
Пользуясь уравнениями преобразования (10.9), найдем связь между мгновен-
ными значениями линейных токов генератора и проекциями изображающего век-
тора тока статора на оси α, β:
;
(1/2) ( 3/2) ;
(1/2) ( 3/2) ,
A
B
C
ii
i
i
i
i
i
i













(10.24)
Рис. 10 .2 – Схема замещения асинхронного
генератора

292
В уравнениях (10.24) отсутствует нулевая составляющая, поскольку для рас-
сматриваемой схемы
0
A
B
C
iii

.
Формулы преобразования мгновенных значений выходного напряжения
трехфазного генератора к напряжениям в системе осей α, β, 0 получим из уравне-
ний вида (10.4) при
0
к
:
21
;
(
).
323
BC
A
B
C
uu
u
u
u
uu











(10.25)
Полную систему дифференциальных уравнений, которые описывают пере-
ходный процесс трехфазного асинхронного генератора, работающего на однофаз-
ную нагрузку, приведем к виду, удобному для моделирования на ПК. Из уравнений
(10.24) определим производные потокосцеплений контуров:
;;
;.
r
r
r
rr
r
r
r
rr
p
uRi
p
u
Ri
p
Ri
p
Ri


























(10.26)
Из (10.25) найдем выражения для токов контуров машины по осям α, β и пре-
образуем их к виду
;;
11
(
);
(
);
rr
mm
r
r
r
r
rr
i
i
i
i
xx
ii
xx





























(10.27)
где
;
ss
xi
xi











(10.28)
–
потокосцепление в воздушном зазоре по осям α и β;
,
rs
xx

–
индуктивные со-
противления рассеяния обмоток ротора и статора.
По полученным из (10.26) значениям соответствующих токов статора i и i
определим из (10.25) линейные токи фаз генератора. Из (10.22) запишем мгновен-
ные значения фазных напряжений на конденсаторах:
();
();
,
A
CAAн
B
CBB
н
C
CCC
pu
xiipu
xii
pu
xi





(10.29)
где CA
x,CB
x,CC
x – реактивные сопротивления возбуждающих конденсаторов в фа-
захА,В,С.
Запишем выражения для напряжения нагрузки и тока, протекающего в ней:
;
/.
н
A
B
н
н
н
uuu
iuR



(10.30)
Составляющие напряжений статора
,
uu
найдем по известным значениям
,
AB
uuи C
u.
Полученную систему уравнений, описывающую электромагнитные переход-
ные процессы АГ, дополним уравнением движения ротора, приведенным к нор-
мальному виду:
(
)/
r
эм
мех
j
p
MM
H

,
где эм
M
i
i



.
Таким образом, полная система уравнений электромеханических переходных
процессов трехфазного АГ описывается выражениями (10.25) – (10.30).

293
Разработанная математическая модель позволяет проанализировать процессы в
системе «асинхронная машина – конденсатор», определить зону самовозбуждения,
качественное влияние различных параметров на характер самовозбуждения, время
самовозбуждения и т.д.
10.3 Электромеханическое преобразование энергии в машинах
переменного тока
В электромеханике существует два подхода к теории электромеханического
преобразования энергии: на базе теории поля и теории цепей. Теория поля развива-
ется на основе уравнений Максвелла, а теория цепей – на основе уравнений
Кирхгофа. Третий наиболее прогрессивный подход к анализу процессов электро-
механического преобразования энергии – комбинированный подход, сочетающий
теорию поля и теорию цепей. Магнитное поле неотделимо от токов, его создаю-
щих, а токи не могут существовать без магнитного поля [37].
Математическая модель электромеханической системы (рис. 10.3) включает
уравнения источника питания, уравнения связи между отдельными элементами.
Эти уравнения представляют собою интегрально - дифференциальные уравнения
относительно токов, напряжений, углового положения ротора, скорости вращения
и момента [22, 23].
Рис. 1 .3 – Элементы
электромеханической
системы
При математическом описании асинхронной машины (АМ) выбираем поло-
жительные направления физических величин. При этом приходится брать за основу
какой-то режим работы. Для АМ – это либо двигательный (АД), либо генераторный
(АГ) режимы. Для источника питания – выдача, или прием энергии. Для рабочей
машины (РМ) – это получение от АМ механической мощности, либо отдача меха-
нической мощности АМ.
Деление режимов для короткозамкнутой АМ выполнено по направлению по-
тока энергии в электромеханической системе. Первый режим АД соответствует
направлению потока активной мощности от источника питания через АМ к рабочей
машине РМ. Второй режим соответствует обратному направлению потока активной
мощности от РМ через АМ к источнику питания (электрической нагрузке). Будем
называть этот режим генератора для АМ – АГ. При выборе положительных
направлений для физических величин можно взять любой из этих режимов и соста-
вить уравнения, пригодные для исследования любого режима. Однако, если изве-
стен преимущественный режим, то положительные направления для физических
величин выбирают для него.

294
Уравнения для режима АД и источника питания.
Для этого режима исследуем простейший случай по описанию, но весьма
важный по использованию, считаем, что источником питания является сеть беско-
нечной мощности (рис. 10.4, а). Там же указаны положительные направления ЭДС,
тока и напряжения как источника электрической энергии.
а)
б)
Рис. 10 .4 – Эквивалентная схема источника питания а) и схема замещения АД б)
Уравнения источника
,
Au
A
eu

,
Bu
B
eu

,
CuC
eu

00
AuBuCu
u
iiii

(10.31)
Напряжения источника uA, uB, uC есть напряжения на той части цепи, которая
подключается к источнику. Напряжения на участках фаз, совпадающие по направ-
лению с током будут связаны с ЭДС и напряжениями uA, uB, uC через знак «-» .
Напряжения на обмотках и ток статора имеют вид (рис. 10.4, б):
A
ASA
d
u
ri
dt

,
B
BSB
d
u
ri
dt

,
C
CSC
d
u
ri
dt

,
0
ABC
iii

,
(10.32)
Так как ротор короткозамкнутый, то фазные напряжения равны нулю.
0
a
ra
d
ri
dt

 ,0
b
rb
d
ri
dt

 ,0
c
rc
d
ri
dt

,
0
a
bc
iii

(10.33)
В уравнениях (10.32 – 10.33) k
k
d
e
dt


,k=A,B,C,a,b,c
(10.34)
где ek – ЭДС, индуктируемая полным потокосцеплением соответствующей фазы.
Положительное направление совпадает с направлением тока.
К написанным уравнениям необходимо добавить уравнения для потокосцеп-
лений и уравнения электромагнитного момента, если Ωconst, этим уравнениям мы
уделим особое внимание в дальнейшем.
Рабочая машина представляется уравнением статического момента – Мс и
моментом инерции. Здесь могут быть: Мс= const, Мс=f(Ω) и др.
На основании законов Кирхгофа, уравнения связи источника энергии и АМ
,,
AABBCC
u
uu
uu
u






;
0
,
,
,
0.
AuABuBCuC
u
iiiiiii




(10.35)
Уравнения механической связи асинхронной машины, угловой скорости и
углового пути (рис. 10.6). Эта связь устанавливается на основании уравнения дви-
жения. При принятых положительных направлениях для моментов и скорости

295
c
d
MMJ
dt


(10.36)
где М – электромагнитный момент АД,
Мс – момент механический (статический), Ω - угловая скорость вала.
Рис. 10 .5 – Схема
источника питания
и асинхронной
машины
Угловой путь ротора АД в геометрических градусах равен
0
0
t
гг dt




(10.37)
где 0г – значение углового пути при t=0. Если отсчет угла начать с положения ро-
тора при t=0, то 0г=0.
а)
б)
Рис. 10 .6 – Механическая связь АД, АГ и РМ а), АГ и РМ б)
Угловая скорость из (10.37) равна:
/г
ddt


. Угловой путь в геометриче-
ских и электрических градусах связаны:
гp


(10.38)
где  - электрические градусы, р – число пар полюсов АМ.
Тогда угловая скорость в с
-1
равна:
/
pddt


или p
p

(10.39)
Уравнения для режима АГ. Приемник электрической энергии.
В этом случае (рис. 10.7) энергия от АГ принимается сетью или автономными
приемниками. Для нее уравнения подобны уравнениям (10.31)
,
Au
A
eu

,
Bu
B
eu

,
CuC
eu

00
AuBuCu
u
iiii

(10.40)
Для автономных нагрузок схема будет иметь вид (рис. 3.8).
В соответствии со схемой замещения для конденсаторной батареи получаем
следующие уравнения
00
00
0
0
11
,;
1
,
0.
tt
ACA
CA
B
CB
CB
t
CCC
CCCACBCC
u
u
idtu u
idt
cc
u
u
idtiii
c














(10.41)
Для нагрузки

296
Aн
A нAн
н
di
u
riL
dt

,
Bн
B нBн
н
di
u
riL
dt

,
Cн
C нCн
н
di
u
riL
dt

,
0
AнBнCн
iii

.
Для потокосцепления катушки с постоянной индуктивностью справедливо
kн
н
kн Li

,
,,.
k ABC

(10.42)
а)
б)
Рис. 10 .7 – Эквивалентная схема ИП а) и схема замещения АГ б)
Поэтому для каждой фазы можно записать
Aн
Aн
н
did
L
dt
dt


,
Bн
Bн
н
did
L
dt
dt


,
Cн
Cн
н
did
L
dt
dt


откуда
Aн
нAн
Li

,
Bн
нBн
Li

,
Cн
нCн
Li

, тогда
Aн
A нAн
d
u
ri
dt

,
Bн
B нBн
d
u
ri
dt

,
Cн
C нCн
d
u
ri
dt

,
0
AнBнCн
iii

.
(10.43)
В качестве нагрузки может выступать АД. Тогда в качестве нагрузки высту-
пают уравнения статора (10.32). Напряжения на обмотках статора и ротора АГ
имеют такой же вид как в предыдущем случае.
A
ASA
d
u
ri
dt

,
B
BSB
d
u
ri
dt

,
C
CSC
d
u
ri
dt

,
0
ABC
iii

(10.44)
0
a
ra
d
ri
dt

 ,0
b
rb
d
ri
dt

 ,0
c
rc
d
ri
dt

,
0
a
bc
iii

(10.45)
Рис. 10 .8 – Эквивалентная схема автономной нагрузки АГ

297
По-прежнему
/kk
ddte


, k = A, B, C, a, b, c и положительное направле-
ние ke совпадает с током ik. К написанным уравнениям необходимо добавить урав-
нения для потокосцеплений и уравнения электромагнитного момента при const.
Необходимо подчеркнуть, запись уравнений напряжения АМ для режимов
АД и АГ – одинакова.
Рабочая машина. В данном случае это приводной двигатель для АГ (рис.
10.6, б). Для него мы должны иметь уравнения момента, развиваемого на валу.
Обычно он
()
c
Mf
или более сложная зависимость. Для ДВС момент, развива-
емый им на валу, зависит от угловой скорости  и положения органа, регулирую-
щего подачу топлива – h.
(,)
c
Mfh

(10.46)
На положение органа, регулирующего подачу топлива, можно воздействовать
вручную или с помощью регулятора скорости. Он предназначен для поддержания
постоянства скорости вращения при изменении нагрузки на валу двигателя. Вы-
ходная координата регулятора z имеет сложную зависимость [23]

2
2
,,
dzdz
Fz
f
dt dt





(10.47)
Уравнение, связывающее положение органа, регулирующего подачу топлива,
- h и координату z также сложно
()
hfz

(10.48)
Приведенные уравнения для ДВС в графическом изображении имеют вид
(рис. 10.9), где
max
/hh

.
Для всережимного регулятора прямого действия при пренебрежении силами
сухого трения уравнение движения имеет вид
2
22
p
dz
dz
AjE
dt
dt



,
(10.49)
где  - приведенная к муфте масса регулятора и топливного насоса; z - координата
муфты регулятора; А - инерционный коэффициент поддерживающей силы грузов.
Он зависит от массы груза и положения муфты; jp – передаточное число,
/
pp
j    ; Е - восстанавливающая сила чувствительного элемента. Она зависит
от деформации пружин.
а)
б)
Рис. 10 .9 – Механические характеристики ДВС: а) – дизельный, б – карбюраторный

298
Выходное звено регулятора – муфта
связано с рейкой топливного насоса и
их связь можно представить уравнени-
ем
max
hh
az

(10.50)
Если переходными процессами в ре-
гуляторе пренебречь, то из уравнений
(10.36, 10.39, 10.40) получается одно
уравнение
()
c
Mf

(10.51)
Это уравнение является регулятор-
ной характеристикой
Рис. 10 .11 – Регулировочная характеристика ДВС
Уравнения связи приемника энергии и АГ (рис. 10.12).
На основании законов Кирхгофа получаем

0
,
,
,
,
,
,
0.
A
AB
BC
CAuABuBCuC
u
u
uu
uu
ui
iiiiii










(10.52)
Сопоставляя (10.35) с (10.52) мы видим, что напряжения с противоположным
знаком. Это и будет отражать работу АМ в генераторном режиме, а для токов связи
уравнения одинаковы.
Рис. 10 .12 – Схема
замещения приемника
электрической энергии и АГ
10.3.1 Магнитные поля, индуктивности и потокосцепления обмоток
Рассмотрим основную гармонику магнитного поля катушечной группы фазы
«А» (рис. 10.13). Для упрощения будем считать i = const.
Рис. 10 .10 – Характеристика всережимного
регулятора ДВС

299
На основании закона полного тока для сосредоточенной обмотки получаем
k
Hdl iw


. Если принять магнитную проницаемость для стали c
 , то полу-
чаем 22
k
FH
iw


.
Тогда FH


,
2
k
iw
F
,
0
0
,
B
H
B
F






(10.53)
Для 1-ой гармоники
04
м
BF




,
7
410
Гн
о
м



.
Из сравнения рис. 10.13, б и 10.13, в можно установить, что распределенную
обмотку можно заменить сосредоточенной с числом витков wkk01. При этом первая
гармоника такой сосредоточенной обмотки будет иметь ту же амплитуду, что и
распределенная. Такая замена дает возможность более просто определить потокос-
цепление катушки, фазы, а затем и индуктивности.
При определении потокосцепления от реальной катушки с wk необходимо
учитывать распределение и укорочение обмотки. Замена wk на wkk01 и переход к
сосредоточенной обмотке учитывает распределение и укорочение обмотки. Найдем
потокосцепление фазы от главного потока.
В соответствии с (10.53) видно, что FB


.
Тогда зависимость

Bf



также будет синусоидальной, что изображено на рис. 10.14 с амплитудой
00
01
42
мk
B
F
iwk






, т.к.
01
2
k
iwk
F
.
Для определения магнитного потока, сцепленного с катушкой, используется
среднее значение индукции
2
cp
м
Bl
Bl






(10.54)
где l - расчетная длина машины (расчетная активная длина проводника;  - полюс-
ное деление.
Если число катушечных групп в фазе для однослойной обмотки равно р, то
число витков в фазе равно
k
wpw

(10.55)
Потокосцепление фазы А от ее главного потока равно
01
am
wk

.
С учетом (10.54, 10.55) получим
22
0
0
01
01
01
2
2
2
4
am
w
lwk
wk
l
ki
i
pp











.
(10.57)
Т.к. потокосцепление связано с током через самоиндуктивность, то последняя
равна
22
0
01
2
4
Аm
АА
lwk
MM
ip








(10.57)
Если фаза ротора будет приведена к виткам обмотки статора, то при совпаде-
нии магнитных осей взаимная индуктивность между фазами «А» и «а» будет равна
М. При расположении осей фаз под углом к оси фазы взаимная индуктивность от-
личается от (10.57). Установим зависимость взаимной индуктивности для случая
несовпадения осей обмоток.

300
Пусть ось фазы «а» сдви-
нута на угол  относительно
оси фазы «А», как показано на
рис. 10.15. Оперируя средним
значением индукции для ка-
тушки фазы «а», получим зна-
чение магнитного потока,
сцепленного с катушкой фазы
«а»
cos
cos
aA
cp
cp
Bl
Bl










(10.58)
Подставляя , получим
22
0
01
2
4
cos
cos
aA
lwk
i
p
Мi









(10.59)
Тогда взаимная индуктив-
ность
cos
aA
aA
MM
i



, (10.60)
где М – взаимная индуктив-
ность при совпадении осей обмоток
Рис. 10 .14 – Зависимости индукции в случае несовпадения осей обмоток
Для учета зубчатости статора и ротора необходимо вместо  подставить эк-
вивалентный воздушный зазор
k


,
(10.61)
где k - коэффициент воздушного зазора (коэффициент Картера).
Для учета насыщения вводят еще коэффициент насыщения k. Каждая обмот-
ка, сцепленная с потоком рассеяния, имеет соответствующую индуктивность рассе-
яния
w
L
ii




(10.62)
Полная индуктивность фазы «А» равна AA
LLM


Взаимная индуктивность обмоток статора и ротора 3-фазной АМ (об-
мотка ротора приведена к статорной обмотке).
Рис. 10 .13 – Эквивалентная схема а), сосредоточенная
обмотка б), распределенная и укороченная обмотка в)

301
Рис. 10 .15 – Эквивалентная схема замены wk на wkk01 и переход
к сосредоточенной обмотке
На рис. 10.16 показано расположение обмоток с положительным направлени-
ем тока для режима АД. Взаимная индуктивность обмоток статора определяется по
(30) при угле сдвига осей 120. Поэтому с учетом принципа взаимности получаем
1
cos120
2
AB
BA
AC
CA
BC
CB
M
M
M
M
M
M
M
M







(10.63)
Аналогичным образом для обмоток ротора
1
cos120
2
ab
ba
ac
ca
bc
cb
MMMMMMM
M







(10.64)
Взаимная индуктивность между об-
мотками статора и ротора также опреде-
ляется по (3.60), но вместо угла  надо
подставлять соответствующий угол меж-
ду осями фаз, определяемый по рис. 10 .16.
cos
Aa
aA
Bb
bB
Cc
cC
M
MMM
MM
M







,
(10.65)
cos( 120 )
Ab
bA
Bc
cB
Ca
aC
M
MMM
M
M
M








,
(10.66)
cos( 120 )
Ac
cA
Ba
aB
Cb
bC
MMM
M
MM
M








(10.67)
Уравнения индуктивностей для ре-
жима АГ будут теми же самыми, что и для режима АД. Только положительные
направления магнитных осей будут иметь противоположное направление.
Потокосцепления фаз обмоток статора и ротора.
Рис. 10 .16 – Расположение обмоток с
направлением тока для режима АД

302
A
AAA
ABB
ACC
Aaa
Abb
Acc
LiMiMiMiMiMi






,
(10.68)
B
BAA
BBB
BCC
Baa
Bbb
Bcc
MiLiMiMiMiMi






,
(10.69)
C
CAA
CBB CCC
Caa
Cbb
Ccc
MiMiLiMiMiMi






,
(10.70)
a
aaa
abb
acc
aAA
aBB
aCC
LiMiMiMiMiMi






,
(10.71)
b
baa
bbb
bcc
bAA
bBB
bCC
MiLiMiMiMiMi






,
(10.72)
c
caa
cbb
ccc
cAA
cBB
cCC
MiMiLiMiMiMi






,
(10.73)
где:
1
AA
BB
CC
LL
L
LM





-
полная индуктивность самоиндукции соответ-
ствующих фаз статора
2
aa
bb
cc
LLLLM





-
полная индуктивность самоиндукции соответ-
ствующих фаз ротора
Если в (3.68
–
3.73) подставить значение взаимной индуктивности из (3.63,
3.64), то получим для фазы «А»



1
cos
cos( 120 ) cos( 120 )
2
A
A
BC
a
b
c
M
LMi
iiM
iMi
i















Раскроем косинусы в квадратных скобках, тогда


cos
120
cos
120
cos120 cos
sin120 sin
cos120 cos
sin120 sin
cos120 cos
1
3
3
sin120 sin
sin120 sin
cos
sin
sin
2
2
2
b
c
b
b
c
c
bc
b
c
a
b
c
i
i
i
i
i
i
ii
i
i
i
i
i



































(10.74)
Учитывая проведенные преобразования, получим
sin
sin
cos
33
mm
A
sA
m
a
b
c
LL
LiL
i
i
i









(10.75)
где
(3/2)
m
LM

-
взаимная индуктивность, учитывающая магнитную связь с
двумя другими неподвижными фазами
11
(3/2)
sm
LL
MLL






-
индуктив-
ность обмоток статора, учитывающая магнитную связь с 2-мя другими фазами.
Для фазы «В»
cos(120)
cos
cos( 120 )
2
B
s
B
AC
a
b
c
M
LMi
iiM
iM
iM
i



















(3/2)
cos
cos( 120 ) cos( 120 )
B
s
B
b
a
c
L
MiM
iMi
i












,
По аналогии с (10.75)
1
3
3
cos
120
cos
120
cos
sin
sin
2
2
2
c
a
b
c
a
i
i
i
i
i











Тогда
sin
sin
cos
33
mm
B
sB
m
b
c
a
LL
LiL
i
i
i









(10.76)
Для фазы «С»
cos(120)
cos( 120 )
cos
2
C
s
C
AB
a
b
c
M
LMi
iiM
iM
iM
i















По аналогии с (10.75)

303
1
3
3
cos
120
cos
120
cos
sin
sin
2
2
2
a
b
c
a
b
i
i
i
i
i











Тогда
sin
sin
cos
33
mm
C
sC
m
c
a
b
LL
LiL
i
i
i









(10.77)
Для фазы «а»

2
cos
cos( 120 )
cos( 120 )
2
a
a
bc
A
B
C
M
LMi
iiM
iM
iM
i















или


2
3
cos
cos( 120 ) cos( 120 )
2
a
a
A
C
B
L
Mi Mi
Mi
i















(10.78)
По аналогии с (10.75)
1
3
3
cos
120
cos
120
cos
sin
sin
2
2
2
C
B
A
C
B
i
i
i
i
i











.
Подставляя, получим
sin
sin
cos
33
mm
a
ra
m
A
B
C
LL
LiL
i
i
i









(10.79)
где
22
(3/2)
rm
LL
MLL






-
индуктивность обмоток ротора, учитывающая
магнитную связь с 2-мя другими неподвижными фазами,
(3/2)
m
LM

-
взаимная
индуктивность, учитывающая магнитную связь с 2-мя другими фазами.
Для фазы «b»

2
cos( 120 )
cos
cos( 120 )
2
b
b
a
c
A
B
C
M
LMi
iiM
iM
iM
i















или


cos
cos( 120 ) cos( 120 )
b
rb
B
A
C
Li Mi
Mi
i










(10.80)
Т.к. подобно (10.75)
1
3
3
cos
120
cos
120
cos
sin
sin
2
2
2
A
C
B
A
C
i
i
i
i
i











,
то
sin
sin
cos
33
mm
b
rb
m
B
A
C
LL
LiL
i
i
i









(10.81)
Для фазы «с»

2
cos( 120 )
cos( 120 )
cos
2
c
c
a
b
A
B
C
M
LMi
iiM
iM
iM
i















или


cos
cos( 120 ) cos( 120 )
c
rc
C
B
A
LiM
iMi
i











Т.к. подобно (10.75)
1
3
3
cos
120
cos
120
cos
sin
sin
2
2
2
В
А
С
В
А
i
i
i
i
i











,
то
sin
sin
cos
33
mm
c
rc
m
C
A
B
LL
LiL
i
i
i









(10.82)
Как видно из уравнений потокосцепления
,;
,,
,,,.
kftkABCabc



являются функцией 2-х переменных:  и t.

304
Причем,
0
0
t
rt



1
иtt

. Т.е., переменные являются функцией неза-
висимой переменной t.
10.4 Электромагнитная энергия асинхронной машины и ее мощность
Запас электромагнитной энергии системы электрических контуров с токами
может быть найден по соотношению
,,,,,
1
1
2
n
M
kkkABCabc
k
Wi




(10.83)
Применительно к нашему случаю (для АМ независимо от ее режима)


1
2
M
AABBCCaabb
cc
W
i
i
i
i
i
i










(10.84)
Потокосцепления Ψk зависят от  и t ( - угол между осью соответствующей
фазы обмотки статора и ротора). Поэтому аналогичная зависимость будет и для
электромагнитной энергии.
,
M
Wft


(10.84)
Из составляющих магнитного поля В и Н энергия магнитного поля в воздуш-
ном зазоре АМ объёмом V = Dlk (k - коэффициент воздушного зазора, учиты-
вающий зубчатости поверхностей статора и ротора)
2
22
00
0
22
0
2
2
0
1
0
22
222
222
00
2
2
2
11
1
24
2()
2
sin(
4
2
1
2
4
2
2
обv
обv
М
m
м
Vv
обv
v
vv
Dl
W
BHdV
FdV
Fdx
kk
kk
mIw
Dl
k
tvxdx
kk
v
kk
mIw
mIw
Dl
Dl
kk
kk
vv


















































(10.85)
где В и Н - индукция и напряжённость магнитного поля в воздушном зазоре; D и l
–
внутренний диаметр и длина статора; k - коэффициент насыщения магнитной
цепи – отношение МДС всей магнитной цепи к МДС воздушного зазора. Энергия
магнитного поля основной гармоники р
2222
0
2
2
об
М
DlmIwk
W
kkр





(10.86)
Мощность электромагнитной энергии.
Она определяется производной электромагнитной энергии по времени
/
wM
PdWdt

Производная сложной функции нескольких переменных при одной незави-
симой переменной

,,
ufxyt


305
где
 

,
,
,
x
y
t







,
du udx
udy
udt
d
xd
yd
td















(10.87)
В нашем случае независимой переменной является время  t, а WМ является
функцией 2-х переменных  t которые связаны с независимой переменной соот-
ношениями
0
0
t
rt



1
иtt

 00
t
p
xf
dt



и

yf
tt


.
Тогда мощность электромагнитной энергии через частные производные
определится следующим образом
M
M
M
w
dW
Wd
Wdt
P
dt
dt
tdt









или учитывая, что угловая скорость в с
-1
равна:
/
pddt


получим
MM
wp
WW
P
t





(10.88)
Необходимо иметь в виду, что
/
M
W

определяется для фиксированного
момента времени, для которого токи имеют постоянные значения
ik = const, а при определении
/
M
Wt

-  const.
В дальнейшем, при рассмотрении мощности ЭДС индукции обмоток статора,
необходимо иметь развернутое и преобразованное выражение для частной произ-
водной
/
M
Wt

. С целью упрощения при преобразованиях в уравнениях потокос-
цеплений обозначим
1
cos ,
m
ML

2
sin .
3
m
L
M


(10.89)
Тогда уравнения для потокосцеплений статора и ротора [2]
sin
sin
cos
33
mm
A
sA
m
a
b
c
LL
LiL
i
i
i









sin
sin
cos
33
mm
B
sB
m
b
c
a
LL
LiL
i
i
i









sin
sin
cos
33
mm
C
sC
m
c
a
b
LL
LiL
i
i
i









sin
sin
cos
33
mm
a
ra
m
A
B
C
LL
LiL
i
i
i









sin
sin
cos
33
mm
b
rb
m
B
A
C
LL
LiL
i
i
i









sin
sin
cos
33
mm
c
rc
m
C
A
B
LL
LiL
i
i
i









примут вид
1
2
2
A
sA
a
b
c
LiMiMiMi




,
1
2
2
a
ra
A
B
C
LiMiMiMi




;
(10.90)

306
2
1
2
B
sB
a
b
c
LiMiMiMi




,
1
2
2
b
rb
B
A
C
LiMiMiMi




;
(10.91)
1
2
2
C
sC
c
a
b
LiMiMiMi




,
1
2
2
c
rc
C
A
B
LiMiMiMi




.
(10.92)
Возьмем частную производную от (10.84) по времени, рассматривая ikk как
произведение.
1
2
M
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
W
i
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t
t
i
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t




























































(10.93)
Рассмотрим более подробно сумму в первой квадратной скобке, подставляя
потокосцепления из (10.90 – 10.92).
1
2
2
2
1
2
2
2
1
1
2
2
2
1
2
A
a
b
c
B
a
b
c
As
Bs
C
a
b
c
a
A
B
C
Cs
a
r
b
A
B
C
br
i
i
i
i
i
i
i
i
DiL
M
M
M
iL
M
M
M
t
t
t
t
t
t
t
t
i
i
i
i
i
i
i
i
iL
M
M
M
iL
M
M
M
t
t
t
t
t
t
t
t
i
i
i
i
iL
M
M
M
t
t
t
t


















































































2
2
1
.
c
A
B
C
cr
i
i
i
i
iL
M
M
M
t
t
t
t


















Преобразуем это выражение с одной и той же производной тока. После пре-
образования и группировки в сумме получим









1
2
2
2
1
2
2
2
1
1
2
2
2
1
2
2
2
1
.
AB
sA
а
b
c
sB
а
b
c
Ca
sC
а
b
c
ra
A
B
C
bc
rb
A
B
C
rc
A
B
C
ii
DLiMiMiMi
LiMiMiMi
tt
ii
LiMiMiMi
LiMiMiMi
tt
ii
LiMiMiMi
LiMiMiMi
tt
































(10.94)
Сравнивая выражения в квадратных скобках, мы видим, что они представля-
ют потокосцепления. Тогда можно записать
.
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
i
i
i
i
i
i
D
t
t
t
t
t
t


















(10.95)
Сравнивая выражение (10.95) с выражением второй скобки (10.93), мы ви-
дим, что выражения в квадратных скобках (10.93) равны друг другу. Поэтому
M
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
W
i
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t
t
i
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t



















































(10.96)
Мощность ЭДС индукций обмоток статора и ротора.
При определении мощности ЭДС индукции воспользуемся представлением
ее через частные производные. Для «k»-го контура, т.к.k = f( t), с учетом (10.87)
получим
;
,,
,,,.
k
k
k
k
dd
e
k ABCabc
dt
dt dt









(10.97)

307
Из (10.97) видно, что полную ЭДС ek можно представить суммой ЭДС: ЭДС
вращения – eврk и трансформаторной ЭДС – eтрk. ek=eврk+eтрk,
(10.98)
где
kk
врk
p
d
e
dt









,
k
трk
e





(10.99)
Мощность ЭДС индукций обмоток статора и ротора
e
AABBCCaabb
cc
Peieieieieiei






(10.100)
Раскрывая ЭДС через потокосцепления, получим
A
B
C
a
b
c
e
A
B
C
a
b
c
d
d
d
d
d
d
P
i
i
i
i
i
i
dt
dt
dt
dt
dt
dt















(10.101)
Вводя ЭДС по (10.97) в уравнение (10.101) получим
A
B
C
a
b
c
e
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
d
P
i
i
i
i
i
i
dt
i
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t




























































(10.102)
Для частных производных по  ,токи надо рассматривать const, поэтому их
можно ввести под знак производной. Тогда для мощности ЭДС вращения получим

2
врe
врA A
врB B
врC C
врa a
врbb врcc
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
p
M
AABBCCaabb
cc
p
p
Peiei
ei
eieiei
i
i
i
i
i
i
W
i
i
i
i
i
i




























































(10.103)
Выражение произведений a a b b
cc
i
i
i

 из [10.102] после умножения на
токи и преобразования получаем
2
1
2
2
2
2
1
2
2
2
2
1
,
,
,
AA sA
aA
bA
cA
BB
sB
aB
bB
cB
CC sC
aC
bC
cC
i
Li Mii Mii Mii
i
Li Mii Mii Mii
i
Li
Mii Mii Mii















(10.104)
2
1
2
2
2
2
1
2
2
2
2
1
,
,
.
aa
ra
Aa
Ba
Ca
bb
rb
Ab
Bb
Cb
cc
rc
Ac
Bc
Cc
i
Li Mii Mii Mii
i
Li
Mii Mii Mii
i
Li Mii Mii Mii















(10.105)
Суммы правых частей (10.104) и (10.105) равны между собой. Поэтому


222
222
AABBCC
sABC
aa
bbcc
ra
bc
i
i
i
Liiii
i
i
Liii













(10.106)

222
222
AABBCCaabb
cc
ra
bc
sABC
i
i
i
i
i
i
LiiiLiii












(10.107)

222
222
aa
bbccAABBCC
sABC
ra
bc
i
i
i
i
i
i
LiiiLiii













(10.108)
Тогда электромагнитная энергия равна

308
222
222
22
ABC
a
bc
M
AABBCC
s
r
iii
iii
Wi
i
i
L
L










(10.109)
222
222
22
a
bc
ABC
Maabb
cc
r
s
iii
iii
Wi
i
i
L
L








(10.110)
Из последних 2-х уравнений получаем
M
A
B
C
A
B
C
W
i
i
i


















;M
a
b
c
a
b
c
W
i
i
i


















(10.111)
A
B
C
a
b
c
M
A
B
C
a
b
c
W
i
i
i
i
i
i

































(10.112)
Как видно, мощность ЭДС вращения равна - 2 M
W




.
Мощность трансформаторных ЭДС в соответствии с (10.112) равна
A
B
C
a
b
c
трe
A
B
C
a
b
c
P
i
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t



























(10.113)
сравнивая (10.114) и (10.106) можно записать
М
тре
W
P
t



(10.114)
Мощность трансформаторных ЭДС является частью мощности электромаг-
нитной энергии магнитного поля. Таким образом, полную мощность ЭДС индук-
ций всех обмоток АМ можно представить
2M
M
M
M
M
e
вре
тре
p
p
p
W
W
W
W
W
PPР
tt




































(10.115)
Учитывая уравнение (10.116) примет вид
M
e
p
w
W
PP









(10.116)
Механическая мощность, электромагнитный момент и электромагнит-
ная мощность. Мощность на клеммах асинхронной машины равна
AABBCC
Pui
ui
ui






(10.117)
Подставляя уравнения для напряжений на обмотках статора и ротора [2]
A
ASA
d
u
ri
dt

,
B
BSB
d
u
ri
dt

,
C
CSC
d
u
ri
dt

,
(10.118)
0
a
ra
d
ri
dt

 ,0
b
rb
d
ri
dt

 ,0
c
rc
d
ri
dt

 , получим для статора

222
A
B
C
sABC
A
B
C
Priiii
i
i
t
t
t














.
(10.119)
Уравнение для мощности роторных обмоток

222
0
a
b
c
ra
bc
a
b
c
riii
i
i
i
t
t
t













(10.120)
Складывая уравнения (10.119) и (10.120), получим
A
B
C
a
b
c
эл
A
B
C
a
b
c
PPi
i
i
i
i
i
t
t
t
t
t
t
























(10.121)

309
где

222
222
эл
sA
BC
ra
bc
Priii
riii




(10.122)
Если учесть уравнение для мощности ЭДС индукций (10.102), то
(10.122)
примет вид
эл
e
PPP


. Подставляя выражение для Ре из (10.117), получаем
M
AABBCC
эл
w
p
W
Pui
ui
ui
PP











(10.123)
Представим уравнение (10.123) для 2-х основных режимов: АД и АГ. Для че-
го используем уравнения связи по напряжению и току с источником (потребите-
лем) электрической энергии.
Для режима АД
M
AABBCC
эл
w
p
W
ui
ui
ui
PP







(10.124)
По уравнению (10.124) мощность, взятая из сети, расходуется на компенса-
цию электрических потерь, на изменение энергии магнитного поля и мощность,
преобразуемую в механическую (
M
p
W




).Т.е.
M
мхд
p
W
P





(10.125)
Для режима АГ
M
AABBCC
эл
w
p
W
ui
ui
ui
PP








(10.126)
или
M
p
AABBCC
эл
w
W
ui
ui
ui
PP









(10.127)
По уравнению (10.127) мощность АГ, отданная приемникам электрической
энергии, для компенсации электрических потерь и изменение электрической энер-
гии магнитного поля, равна мощности, преобразованной из механической в элек-
трическую (-
M
p
W




). Т.е.
M
мхг
p
W
P





(10.128)
Для определения электромагнитного момента запишем уравнения мощностей
на валу. Для режима АД имеем
,
c
d
MM
J
dt

 
(10.129)
Для режима АГ c
d
M
M
J
dt

 
(10.130)
Из (10.125) и (10.129) можно записать для режима АД
M
p
W
M





или
p
M
W
M





(10.131)
Учитывая связь угловых скоростей ротора в электрических и геометрических
градусах
p
p



- для режима АД
M
W
Mp




(10.132)
Аналогично для режима АГ получим
M
p
W
M





(10.133)
или
p
MM
WW
Mp








(10.134)
Электромагнитный момент для режима АД выражается следующим образом

310
2
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
р
M
i
i
i
i
i
i



























(10.135)
Умножая уравнения потокосцеплений на соответствующие токи, можно
установить, что
222
222
(
)
(
)
AABBCC
sABC
aa
bbccrab
c
i
i
i
Liiii
i
i
Liii













тогда
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
i
i
i
i
i
i























(10.136)
Если потокосцепления преобразовать, получим


1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
12
2
()
(
)
(
)
()
Aa
Acв
Вв
Вac
Cc
Свa
aA
aВ
С
вВ
вС
A
сС
cA
В
р
M
M
M
M
M
M
ii
iii
ii
iii
ii
M
M
M
M
M
iii
ii
iii
ii
iii
MM
ii
iii





















































(10.137)

1
2
{2
[()()()
2
(
)(
)(
)]}
AaВвCc
Acв
Вac
Свa
aВ
С
вС
A
cA
В
рM
М
iiiiii
iiiiiiiii
M
iiiiiiiii






















(10.138)
Преобразуем вторую квадратную скобку в (10.138)
()()()(
)(
)(
)
2[
]2[
(
)]
Acв
Вac
Свa
aВ
С
вС
A
cA
В
AcAвВaВcСвСa
aВ
aС
вС
вA
cA
cВ
AcAвВaВcСвСa
AcВaСв
AвВcСa
iiiiiiiiiiiiiiiiii
iiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiii
iiiiiiiiiiii
iiiiiiiiiiii




































(10.139)
Подставляя в (10.139) получим
12
{[
)
[
(
)]}
aA вВ
cC
AcВaCв
AвВcCa
MM
Mpiiiiii
iiiiiiiiiiii












(10.140)
В соответствии с (10.89) 1
cos
m
ML

,
2
sin
3
m
L
M


тогда
1
2
sin
3
m
M
LM






;
21
cos
33
m
ML
M





(10.141)
C учетом (10,141) уравнение момента примет вид
1
2
{(
)3[
(
)]}
3
AaВвCc
AcВaCв
AвВcCa
M
MpiiiiiiMiiiiiiiiiiii










(10.142)
Уравнение для режима АГ отличается знаком в правой части (10.142) в соот-
ветствии с (10.134).
A
B
C
a
b
c
A
B
C
a
b
c
Mрi
i
i
рi
i
i

































(10.143)
Преобразуем уравнение (10.144). Для этого выразим частную производную

311
k



через потокосцепления и токи:
1
2
2
A
a
b
c
M
M
M
i
i
i
















,
1
2
sin
3
m
M
LM






,
21
cos
33
m
ML
M





,
получим






11
2
1
1
2
2
2
1
2
1
2
1
33
3
3
3
1
3
1
33
A
a
b
c
c
b
a
sC
sC
a
b
c
sB
a
b
c
sB
s
C
B
BC
MM
Mi
i
i
MiMiMi
LiLiMiMiMiLiMiMiMiLi
L
ii





























(10.144)
Аналогичными преобразованиями для других фаз получаем

1
33
Bs
A
C
CA
L
ii









,

1
33
Cs
B
A
AB
L
ii









.
(10.145)
Тогда для АД

3
C
BA
A
CB
B
AC
p
M
i
i
i











(10.146)
Для режима АГ

3
C
BA
A
CB
B
AC
p
M
i
i
i











(10.147)
Выражение электромагнитного момента через токи дано ранее. Электромаг-
нитная мощность, переданная со статора на ротор:
в режиме АД
M
э
W
PMp





, в режиме АГ
M
э
W
PM
p






.
(10.148)
где
1
2f


-
круговая частота токов статора; / p

-
угловая скорость вращения
магнитного поля.
Таким образом 1. Электромеханическое преобразование энергии связано с
электромагнитными силами. Для АД и АГ получены уравнения мощности электро-
магнитной энергии магнитного поля.
2. Математические зависимости электромагнитных параметров АМ характе-
ризуют электромеханические преобразователи энергии. Для АД мощность, взятая
из сети, расходуется на компенсацию электрических потерь, на изменение энергии
магнитного поля и мощность, преобразуемую в механическую. Для АГ мощность,
отданная приемникам электрической энергии, для компенсации электрических по-
терь и изменение электрической энергии магнитного поля, равна мощности, преоб-
разованной из механической в электрическую.
3. Математическая модель асинхронной машин позволяет анализировать
процессы электромеханического преобразования энергии (ЭМПЭ) в асинхронных
двигателях и генераторах.
4. Дальнейшее развитие теории ЭМПЭ связано с исследованием электромаг-
нитной энергии обмоток асинхронных машин

312
11 СОВРЕМЕННЫЙ УРОВЕНЬ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ СТАТОРНЫХ ОБМОТОК АСИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
11.1 К вопросу формирования статорных обмоток асинхронных машин
В асинхронном генераторе (АГ), как в любой асинхронной машине (АМ),
статорная обмотка является наиболее сложной, ответственной и технологически
трудоемкой в изготовлении частью электрической машины. Статорная обмотка
определяет своими электромагнитными свойствами, технологичностью и стоимо-
стью все основные показатели АГ. Известные обмотки переменного тока достигли
достаточно высокой технологичности в изготовлении и имеют приемлемые элек-
тромагнитные параметры, но поиски новых, более совершенных и эффективных
схем и конструкций обмоток продолжаются и в настоящее время.
Анализ доступных литературных источников показал, что вопросами иссле-
дования и разработки статорных обмоток асинхронных двигателей в разное время
занимались: К.И. Шенфер, М. Лившиц - Гарик, Я. Кучера, Й. Гапл, М.П. Костенко
и другие ученые.
В этих работах рассмотрены принципы построения и расчета различных об-
моток и методы их анализа. В частности для обмоток машин переменного тока
приведены разные способы исследования обмоточных коэффициентов, определено
влияние обмоток на распределение индуцированного напряжения. Для исследова-
ния электромагнитных свойств обмоток переменного тока применялись диаграммы
магнитных напряжений – диаграммы Гёргеса.
В более поздних работах А.Э . Кравчика, Г.К . Жерве, В.И. Попова, В.Н. Вану-
рина изложены принципы формирования трехфазных обмоток, и приведены новые
схемы обмоток с улучшенным гармоническим составом МДС для АД. Необходимо
отметить тот фактор, что в известных изданиях приведены результаты исследова-
ний, направленные на совершенствование обмоток для АД, и нет информации по
усовершенствованию обмоток АГ.
В начале XXI века возрос интерес к автономным АГ для систем автономного
электроснабжения. В этой связи возникла потребность в создании новых статорных
обмоток для генерирования разного выходного напряжения, частоты тока и других
функциональных свойств. В этом направлении определенных результатов достигли
ученые ВНИПТИМЭСХ (г. Зерноград) и КубГАУ (г. Краснодар) которые разрабо-
тали более 30 новых обмоток для АГ, некоторые представлены в [58 - 68, 72,73, 76 -
80, 89, 93 - 101].
Элементом статорной обмотки асинхронной машины является проводник.
Магнитное поле тока i проводника замыкается по статору и через воздушный зазор
 между статором и ротором (рис. 11.1). При условном радиусе магнитного поля R
= 1 напряженность магнитного поля в статоре [18, 19] Нt = i/2.
Для линии магнитного поля, замыкающейся через воздушный зазор 2Н +
2Нt = 2Н + 2 i/2 = i. Откуда радиальная составляющая напряженности маг-
нитного поля
(/2)(1 /)
Нi






.

313
МДС, приходящаяся на воздушный зазор,
(/2)(1 /)
FНi







.
Рис. 11 .1 – Магнитное поле и МДС тока проводника
Вид МДС и магнитного поля тока i витка при диаметральном расположении
двух его проводников показан на рис. 11.2.
МДС катушки из wк витков при расстоянии её сторон y разложением в ряд
Фурье можно представить множеством гармоник  (рис. 11.3)
1
cos
кк
Fa







с амплитудами
2
0
2
(2
)
22
(
)cos
sin
.
2
2
2
у
у
y
y
y
к
iw
iw
iw
ad























Рис. 11 .2 – МДС и вид магнитного поля тока витка
Гармоника наибольшей ампли-
туды  = р является основной и
определяет число пар полюсов
асинхронной машины.
Расстояние между сторонами
катушки в пазовых делениях ста-
тора y/1 ( = 2/Z, где Z - число
пазов
статора)
является
её
шагом
у,
а
выражение
sin
/2 sin
/
yy
р
рyZk






называется коэффициентом укорочения.
Для любой другой  -й гармоники:
sin
/.
y
k
yZ





Рис. 11 .3 – МДС катушки и первые гармоники
МДС

314
Фазные обмотки состоят из катушечных групп с числом катушек в группе q =
Z/2pm, где m – число фазных статорных обмоток (рис. 11 .4). Средний шаг катушек
однослойной обмотки, стороны которых занимают всю площадь изолированного
паза, равен диаметральному шагу у = уд = Z/2p. У двухслойной обмотки с изолиро-
ванными сторонами катушек шаг, как правило, укороченный, у  Z/2p.
Отношение геометрической суммы амплитуд МДС q катушек к их арифмети-
ческой сумме называется коэффициентом распределения.
Коэффициент распределения для основной гармоники
11
2 sin
2 sin
sin
sin
22
p
к
А
kR
рq
qRр
рqqр
ZZ
qa







,
где R – радиус окружности, которую можно описать вокруг правильного много-
угольника со сторонами ак (рис. 11.5). В другом виде коэффициент распределения,
например, для q = 2
.
)
sin
0
sin
(
)
cos
0
cos
(
2
1
0
2
1
0
q
p
a
а
p
a
а
k
к
к
к
к
p






Рис. 11 .4 – Схемы однослойной и двухслойной
фазных обмоток, q = 2
Рис. 11 .5 – МДС катушечной группы
(х=-)
Для  -й гармоники:
sin
sin
p
k
qq
ZZ




;
0
2
0
2
11
( cos0
cos)(sin0
sin )
.
2
к
к
к
к
p
а
a
а
a
k











Произведение kу  kр = kоб составляет обмоточный коэффициент.
Для  -й гармоники: kоб = kу  kр .
Согласно рис. 11.5 вектор амплитуды МДС катушечной группы А смещен
относительно вектора амплитуды МДС первой катушки аk на угол . В новом изме-
рении х =  -  . МДС тока i = 2 I1sint фазной обмотки с wkоб эффективными вит-
ками и МДС основной гармоники
1
1
22
1
sin
cos .
ф
об
Iw
F
t
k
x








cos sin ,
ффm
FF
px
t


где
1
22
/
фm
об
F
Iwk
p


- а мпл и туда МДС основной гармоники.
МДС фазной обмотки (например, фазной обмотки А, рис. 11.6) является
пульсирующей во времени и в пространстве. На рисунке и далее по тексту стороны
катушек фазной обмотки А обозначены квадратами, фазной обмотки В – треуголь-
никами и фазной обмотки С – кругами.

315
Пульсирующая МДС создаёт пульси-
рующий магнитный поток, который
наводит в обмотках статора и неподвиж-
ного ротора ЭДС трансформаторного
свойства. Уравновешенные пары сил от
взаимодействия пульсирующего потока с
токами стержней неподвижного ротора
не образуют электромагнитного враща-
ющего момента. Для образования вра-
щающего момента и определённой ча-
стоты вращения ротора магнитное поле должно перемещаться в одном и том же
направлении с определённой скоростью относительно проводников роторной об-
мотки.
В трёхфазной системе электроснабжения круговое вращающееся магнитное
поле образуют симметричные трёхфазные токи 2 I1sint, 2 I1sin(t - 2/3),
2 I1sin(t - 4/3) трёх симметричных фазных обмоток - одинаковых по распреде-
лению со смещением в масштабе основной гармоники (в электрических градусах)
на 1200
.
МДС трёхфазной обмотки и основной гармоники
1
1
1
22
1
2
2
sin cos
sin(
)cos (
)
33
4
4
2
sin(
)cos (
)
sin(
);
33
об
об
Iw
F
k
t
x
t
px
p
mIwk
t
px
tx
p





































)
sin(
)
sin(
2
1
1
1
px
t
F
px
t
р
wk
I
m
F
m
об







.
МДС другой  -й гармоники
)
sin(
)
sin(
21
x
t
F
x
t
wk
I
m
F
m
об











,
где знак «-» относится к прямовращающимся гармоникам, в измерении которых
фазные обмотки смещены на 1200
, а знак «+» относится к обратновращающимся
гармоникам, для которых фазные обмотки в том же направлении отсчёта смещены
на 2400
.
Относительная величина амплитуды  -й гармоники МДС
1
/
/.
mmоб
об
FFkрk



Пазы статора с q сторонами катушек катушечной группы образуют фазную
зону. при чередующемся направлении тока в зонах каждой фазной обмотки ширина
зоны в электрическом измерении составляет 60
0
(рис. 11.7). Статорные обмотки с
такой шириной фазной зоны характеризуются наибольшей величиной коэффициен-
та распределения и являются обмотками максимального распределения.
Конструктивные признаки обмоток максимального распределения на разные
числа полюсов и для разного числа пазов статора идентичны [15]. Перемещение
основной гармоники МДС за четверть периода тока t = Т/4 = 1/4f (f - частота тока)
Рис. 11 .6 – МДС фазной обмотки
в разные моменты времени

316
на расстояние х = 2p (рис. 11.8) определяет её угловую скорость 1 = х/t =
2f/р (с
-1
) и частоту вращения (мин
-1
),1 60/.
n
fp

При перестановке фаз то-
ков в двух любых фазных
обмотках МДС основной
гармоники запишется в виде
),
sin(
1
1
px
t
F
F
m



что
означает изменение направ-
ления её вращения, следова-
тельно, и изменение направления вращения ротора.
При разложении периода МДС в ряд Фурье МДС симметричные трёхфазные
обмотки содержат основную гармонику р и не кратные трём высшие гармоники 
= (6с1)р,с =1,2,3, ...
Так, амплитуды гармоник
периода МДС однослойной об-
мотки в долях малых ступенек
МДС (рис. 11.9 и табл. 11.1)
/2
0
4
cos
4
(0,5sin 15
0,5sin 45 sin 75 )
mx
FF
νdx
π
ν
πν
νν






.
Таблица 11.1 – Амплитуды первых гармоник МДС однослойной обмотки

1
5
7
11
13
Fνm
1,846 0,1 0,071 0,168 0,142
Амплитуды многих высших гармоник МДС двухслойной обмотки (рис.
11.10) заметно уменьшились (табл. 11 .2)
/2
()
0
44
cos
(0,5sin 30 0,75sin 60 0,5sin 90 )
mx
F
F
dx













.
Таблица 11.2 – Амплитуды первых гармоник МДС двухслойной обмотки

1
5
7
11
13
Fmν
1,783 0,026 0,018 0,162 0,137
Магнитные поля  -х гармоник отрицательно влияют на характеристики АМ.
Для уменьшения их амплитуд число катушек в группе принимают больше едини-
цы. Двухслойные обмотки выполняют с укороченным шагом, а действие зубцовых
гармоник  = Z  р, которые присутствуют в МДС всех типов обмоток и для кото-
рых Fm/F1m = р/Z  р, исключают скосом пазов ротора (рис. 11.11).
Рис.11 .7 – Фазные зоны статора при разном числе пар
полюсов
Рис. 11 .8 – Период МДС и основная гармоника МДС

317
Если стержень в скошен-
номна=360
0
bск/D пазу
условно разбить на большое
число q частей, параллельных
оси ротора, то sin/q ≈ /q и
коэффициент скоса пазов, он
же коэффициент распределе-
ния q частей и он же обмо-
точный коэффициент ротор-
ной обмотки для гармоник р и :
2 sin
;
22
об
k
рр




2
sin
.
22
об
k





Угол скоса пазов принимают таким, чтобы для зубцовых гармоник kоб2 ( = Z  р )
 0. При одинаковом направлении токов в зонах каждой фазной обмотки, что воз-
можно при двухслойном исполнении обмоток, число пар полюсов обмотки и ши-
рина фазной зоны удваиваются (рис. 11.12).
По предложен-
ному В.Н. Ванури-
ным методу, если
фазные зоны обо-
значить А, то такую
условно
нулевую
последовательность
их
чередования
можно представить
на полупериметре
статора при ширине
фазной зоны 60

или на всем его периметре при ширине фазной зоны 120 
в виде матрицы, число
столбцов которой равно числу фаз, а число строк соответствует числу пар полюсов
исходной трёхфазной обмотки, элементы которой 1, а, а
2
(а=е
-j2/3
–
множитель
трёхфазной системы или оператор поворота на 120о)
...
ААА
ААА
ААА
. Преобразование её матрицей
2
100
00
00
а
а
,
отображают симметричную трёхфазную сеть (рис. 3.13), определяет прямую после-
довательность чередования фазных зон (А  а = В, А  а
2
= С,Ва=С):
А
А
А
А
А
А
А
А
А
.
.
.
.
2
0
0
0
0
0
0
1
а
а
=
С
В
А
С
В
А
С
В
А
.
.
.
Рис. 11 .13 – Представление трёхфазной сети
Рис. 11.9 – Период МДС
однослойной обмотки
Рис. 11.10 – Период МДС
двухслойной обмотки
Рис. 11 .11 – К расчёту
kоб2
Рис. 11 .12 – Фазные зоны шириной
600 и 120
0

318
Последующие преобразования создают обратную и исходную нулевую по-
следовательности чередования фазных зон:
С
В
А
С
В
А
С
В
А
.
.
.
.
2
0
0
0
0
0
0
1
а
а
=
В
С
А
В
С
А
В
С
А
.
.
.
;
В
С
А
В
С
А
В
С
А
.
.
.
.
2
0
0
0
0
0
0
1
а
а
=
А
А
А
А
А
А
А
А
А
.
.
.
.
С
С
С
В
В
В
А
А
А



Транспонированием фазных зон прямой последова-
тельности любое число пар полюсов трёхфазной обмот-
ки преобразуется в р = 1 при 60

-йфазной зоне или в р
= 2при120

-й фазной зоне. В основу новых преобра-
зований положена базовая транспонированная матрица
С
С
С
В
В
В
А
А
А
Цикл её преобразований:
В
А
С
А
С
В
С
В
А
а
а
С
С
С
В
В
В
А
А
А


2
0
0
0
0
0
0
1
;
А
В
С
С
А
В
В
С
А
а
а
В
А
С
А
С
В
С
В
А


2
0
0
0
0
0
0
1
;
С
С
С
В
В
В
А
А
А
а
а
А
В
С
С
А
В
В
С
А


2
0
0
0
0
0
0
1
.
Таким образом, основными вариантами чередования фазных зон по перимет-
ру статора являются:
исходный-АВСАВСАВСАВСАВСАВС;
транспонированный-АААВВВСССАААВВВССС;
1-йпреобразованный-АВСВСАСАВАВСВСАСАВ;
2-йпреобразованный-АСВВАССВААСВВАССВА,
атакжеэквивалентныйемувариантАСВАСВАСВАСВ.
Преобразование фазных зон эквивалентного варианта
2
100
00
00
АСВ
ААА
а
АСВ
ААА
а

приводит к нулевой последовательности их чередования.
Далее, преобразование транспонированной матрицы нулевой последователь-
ности чередования фазных зон матрицей, элементы которой 1 и j отображают
двухфазную сеть (j = е
-j/2
–
множитель двухфазной системы или оператор поворота
на 90
9
) образует двухфазный вариант чередования фазных зон, В = А  j) [19]
Чередование фазных зон в исходном, транспониро-
ванном, эквивалентном и двухфазном вариантах (рис.
11.14) соответствует обмоткам максимального распреде-
ления.
В
В
В
А
А
А
j
А
А
А
А
А
А


0
0
1

319
Рисунок 11.15 показывает переход от двухслойного цепного чередования ка-
тушечных групп в первом преобразованном варианте к цепным обмоткам, катушки
которых укладываются через паз с нечетным шагом. (1 и 1
/
,2и2
/
и т.д .) стороны
одних и тех же катушек.
Рис. 11 .14 – Варианты чередования фазных зон при Z = 36
Рис.11.15 –Переходкцепнымобмоткамсшагому=5иу=3
Отдельные двухслойные обмотки с цепным чередованием катушечных групп
могут быть преобразованы в эквивалентные обмотки, а при определённом шаге и в
однодвухслойные обмотки на разные числа полюсов (рис. 11.16) [чч].
Рис. 11 .16 – Переход от двухслойной обмотки с цепным чередованием катушечных
групп к однодвухслойным обмоткам на 2р = 8 и на 2р = 2
Чередование катушечных групп рис. 11.16 совпадает с их чередованием при
преобразовании МДС фазных обмоток условными синусоидальными волнами с
амплитудой по методу симметричной полюсно - амплитудной модуляции [15].
Для улучшения формы МДС модулированной обмотки число катушек, при-
ходящееся на m -ю фазную зону, определяется
2
1
/3
sin ,
sin
mm
p
j
j
Z
nx
x



где хi - смещение зоны j (j = 1,2, .. m,.. 2р) от NА, NВ , NC (рис. 11.17).

320
Этот вариант совпадает с чередованием катушечных групп по первому пре-
образованному варианту чередования фазных зон.
Рис. 11 .17 – Распределение катушек по зонам, представление модулирующей волны
для фазы А и токи в сторонах катушках до и после модуляции, р = 5
Реализация метода осуществляется реверсированием тока в катушках, охва-
тываемых полупериодом модулирующей волны.
Зеркальное расположение катушечных групп в фазах В и С во втором преоб-
разованном варианте свойственно их расположению при преобразовании МДС
трёхфазной обмотки по известному методу полифазной модуляции [28]. Реверси-
рование тока в катушках на полупериметре статора (рис. 11.18) эквивалентно и ре-
версированию тока в половине катушек фазных обмоток, как это имеет место при
преобразовании МДС фазных обмоток по известному методу несимметричной по-
люсно – амплитудной модуляции.
Переключение полюсов обмоток по схеме ΥΥΥ/ΥΥΥ подобно преобразова-
нию МДС по известному методу фазной модуляции.
Рис. 11 .18 – Токи в катушках при полифазной модуляции
Качество МДС обмоток того или иного распределения оценивают по мини-
мальной величине коэффициента дифференциального рассеяния
22
1
1
1
д
m
m
FF










.
Для исключения вычислений амплитуд даже ограниченного множества гар-
моник значение коэффициента дифференциального рассеяния рассчитывают по
диаграмме Гёргеса.
При представлении МДС трёхфазной обмотки и в виде

321
dx
e
A
e
dx
e
A
e
F
x
x
x
j
x
x
t
j
t
j
x
x
t
j
x












0
)
(
0
)
(
замкнутая фигура из пазовых векторов Ахе
jх
= I1mNхе
jх
, где х – фаза максимально-
го тока I1m в N эффективных проводниках катушки, расположенной в пазу с коор-
динатой х, и представляет собой диаграмму Гёргеса.
Для основной гармоники МДС обмотки с N = 2mw/Z проводниками в пазу
диаграмма Гёргеса является окружностью радиусом
.
2
1
1
1
р
k
ZNI
р
wk
mI
F
R
об
m
об
m
m
P





Приняв I1mN = 1,
2
P
об
RZk
р


и коэффициент дифференциального рассея-
ния статорной обмотки

22
/
1,
д
д
р
RR

где Rд
2
-
полярный момент инерции пазовых точек или пазовых вершин диаграммы
Гёргеса.
Диаграмму строят по сетке, стороны которой отображают фазу токов в сто-
ронах катушек (рис. 11.19), при этом условное число пазов статора определяет чис-
ло сторон катушек с принятым за условную единицу эффективным числом провод-
ников.
Ниже показан сравнительный анализ МДС
двухполюсных обмоток, высшие гармоники кото-
рых оказывают наиболее заметное отрицательное
действие на процесс пуска асинхронных двигате-
лей. Однослойные двухполюсные обмотки выпол-
няют вразвалку из полугрупп. Средний шаг кату-
шек полугрупп меньше среднего шага q катушек
катушечной группы, следовательно, меньше и рас-
ход обмоточного провода. Форма МДС обмоток
остаётся неизменной
Для обмотки максимального распределения (рис. 11.20) радиус основной
гармоники МДС (kоб = 0,9562), полярный момент инерции пазовых точек диаграм-
мы Гёргеса и значение коэффициента дифференциального рассеяния:
;
478
,
5
1
1416
,
3
2
9562
,
0
36
2
p






р
Zk
R
об


2
2
2
2
2
2
22
6 2(5 1 251cos120)2(4 2 242cos120)
(3 3 233cos120)/6 30,1666;
d
R


















2
2
2
( / ) 1 (30,1666 / 5,478 ) 1 0,00527.
д
д
р
RR





Амплитуды гармоник МДС обмотки максимального распределения в долях
малых ступенек МДС (рис. 3.21)
/2
0
44
cos
(sin5 sin15 sin25 sin35
sin45 sin55 2sin65 2sin75 2sin85).
mx
F
F
dx


























Рис. 11 .19 – Сетка для
построения диаграммы Гёргеса

322
Для цепной обмотки (kоб = 0,9271) и эквивалентной ей по МДС однослойной об-
мотки с чередованием катушек в группах 1 - 4
- 1 (рис. 11.22, 11.23):
36 0,9271
5,3119 ;
2
2 3,1416 1
об
p
Zk
R
р






2
22
28, 3333
1
1 0, 00415
5, 3119
д
д
р
R
R





;

2
2
2
2
2
2
22
5 2(5 1 251cos120)2(4 2 242cos120)
(3 3 233cos120)/6 28,3333.
d
R


















Рис. 11 .20 – Схема, МДС и диаграмма
Гёргеса однослойной обмотки
максимального распределения
-15
-10
-5
0
5
10
15
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .21 – Основная
гармоника и первые
высшие гармоники МДС
однослойной обмотки
максимального
распределения
-0,6
-0,4
-0,2
0
0,2
0,4
0,6
0
60
120
180
240
300
360

323
Рис. 11 .22 – Схема, МДС и диаграмма
Гёргеса эквивалентной обмотки
Амплитуды гармоник МДС эквивалентной обмотки в долях малых ступенек
МДС (рис. 11.23)
/2
0
44
cos
(-sin5 sin15 sin25 sin35
sin45 2sin55 sin65 2sin75 2sin85).
mx
F
F
dx


























-15
-10
-5
0
5
10
15
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .23 – Основная
гармоника и первые
высшие гармоники
МДС цепной обмотки
и эквивалентной
однослойной обмотки
- 0,3
- 0,2
- 0,1
0
0,1
0,2
0,3
0
60
120
180
240
300
360
Для однодвухслойной обмотки (kоб = 0,79) с одинаковым числом эффектив-
ных проводников в пазах (рис. 11.24):

324
;
0537
,
9
1
1416
,
3
2
79
,
0
72
2
p






р
Zk
R
об

.
00647
,
0
1
0537
,
9
5,
82
1
2
2
2





р
д
д
R
R



2
2
2
2
2
2
22
2(8 2 282cos120)10 2(6 4 264cos120)
(5 5 255cos120)/6 82,5.
d
R
















Рис. 11 .24 – Схема однодвухслойной обмотки
Рис. 11 .25 – МДС и диаграмма Гёргеса
однодвухслойной обмотки
Амплитуды гармоник МДС однодвухслойной обмотки в долях малых ступе-
нек МДС (рис. 11.25, 11.26)
/2
0
44
cos
(sin 5 sin 15 0,5sin 25
0,5sin 35 sin 45 sin 55 2sin 65 2sin 75 sin 85 ).
mx
F
F
dx


























Для двухслойной обмотки максимального распределения с шагом у = 13
(kоб = 0,8666), рис. 11.27, 11.28:
;
93
,
9
1
1416
,
3
2
8666
,
0
72
2
p






р
Zk
R
об

.
004
,
0
1
93
,
9
99
1
2
2
2





р
д
д
R
R



2
2
2
2
2
22
2(7 5 275cos120) 2(8 3 283cos120)
2(9 1 291cos120)/6 99;
d
R
















-10
-5
0
5
10
0
60
120
180
240
300
360
а)

325
- 0,6
- 0,4
- 0,2
0
0,2
0,4
0,6
0
60
120
180
240
300
360
б)
Рис. 11 .26 – Основная гармоника, а) и первые высшие гармоники МДС
однодвухслойной обмотки, б)
Рис. 11 .27 – Схема
двухслойной обмотки
максимального
распределения
Амплитуды гармоник МДС двухслойной обмотки максимального распреде-
ления в долях малых ступенек МДС (рис. 11.29)
/2
0
44
cos
(sin 30 1,5sin 40 1,5sin 50
1,5sin 60 1,5sin 70 1,5sin 80 sin 90 ).
mx
F
F
dx






















Для двухслойной обмотки с чередованием катушек в группах 1-4-1 -1 -4 -1 с
тем же шагом у = 13 (kоб = 0,8402), рис. 11.30:
Рис. 11.28 – МДС и
диаграмма Гёргеса
двухслойной обмотки
максимального
распределения

326
;
6284
,
9
1
1416
,
3
2
84024
,
0
72
2
p






р
Zk
R
об

.
00317
,
0
1
6284
,
9
93
1
2
2
2





р
д
д
R
R



2
2
2
2
2
22
2(6 5 265cos120) 2(8 3 283cos120)
2(9 1 291cos120)/6 93;
d
R
















.
-15
-10
-5
0
5
10
15
0
60
120
180
240
300
360
- 0,3
- 0,2
- 0,1
0
0,1
0,2
0,3
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .29 – Основная гармоника и первые высшие гармоники МДС двухслойной
обмотки максимального распределения
Амплитуды гармоник МДС двухслойной обмотки с чередованием катушек в
группах 1-4 -1 -1-4-1 в долях малых ступенек МДС
/2
0
44
cos
(sin 20 0,5sin 30 sin 40
1,5sin 50 1,5sin 60 1,5sin 70 2sin 80 0,5sin 90 ).
mx
F
F
dx
























Рис. 11 .30 – Схема, МДС и диаграмма Гёргеса
двухслойной обмотки с чередованием чисел
катушек в группах 1-4 -1 -1 -4 -1

327
Таким образом, рациональной по качеству МДС является однослойная об-
мотка с чередованием катушек в группах 1-4 -1, а также двухслойная обмотка с че-
редованием в группах 1-4-1-1 -4 -1.
В АМ основного исполнения применяют, главным образом, однослойные
концентрические обмотки. Они проще для механизированной укладки в пазы ста-
тора и требуют меньшего расхода изоляционных материалов. В АД большой мощ-
ности применяют двухслойные обмотки с укороченным шагом. Укорочение шага
сокращает длину лобовых частей обмоток и способствует уменьшению амплитуд
многих  -х гармоник за счёт малой величины для них коэффициента укорочения.
11.2 Обмотки статора асинхронных генераторов на частоту
тока 50 Гц
При работе АГ с нагрузкой реактивная составляющая тока ротора приводит к
определённой степени размагничивания. Компенсировать размагничивающее дей-
ствие реактивного тока ротора можно за счёт увеличения ёмкости конденсатора.
Аналогично компенсируется и размагничивающее действие тока нагрузки.
Генераторам небольшой мощности на частоту тока 50 Гц при частоте враще-
ния приводного двигателя близкой к 1500 и 3000 мин
-1
подходят четырехполюсные
двухполюсные статорные обмотки. Ориентиром для выбора базового АД служит,
прежде всего, минимальная величина составляющей индуктивного сопротивления
роторной обмотки от потоков дифференциального рассеяния, оказывающая при
нагрузке заметное влияние на размагничивание генератора. Сравним этот параметр,
например, у базовых двигателей основного исполнения с высотой оси вращения
100 и 112 мм (табл. 11.3).
Таблица 11.3 – Размеры статоров, мм
Типоразмер двигателя
D
l
 Z/Z2 bск k
k
АИР 100L2
89 136 0,35 24/17 9,9 1,23 1,53
АИР 112М2
108 125 0,60 36/28 9,4 1,20 1,75
Углу скоса пазов ротора базового АД АИР 100L2
=360
0
bск/D = 360
0
 9,9/3,14  89 = 12,7530
соответствуют значения коэффициентов роторной обмотки и составляющей
её индуктивного сопротивления от потоков дифференциального рассеяния:
2
1 12,753 1 0,22247
sin
sin
0, 9984;
22
2
2
об
pp
k
 



22
2
22
22
2
()
(3,14 1)
1
1 0, 0137;
(
sin/)
(0,9984 17 sin180 1/ 17)
д
об
p
kZ
pZ














7
22
2
02
2
2
4
32
2
314 4 3,14 10
4
17 0, 089 0,136 0, 9984
0, 0137
1,34 10
.
4 3,14 0,35 10 1,23 1,53 1
об
дд
Z Dlk
xf
kkp
Ом


























328
Потери холостого хода и активная составляющая тока холостого хода базово-
го двигателя (R1 = 0,9 Ом; Uн = 220 В):
22
0
01
1
1
2
3(sin)
3(10,7 0,456) 0,8 180 79 316
c
м
н
н
c
м
PmIRPP
I
RPP
Вт











;
00
/
316/3 220 0,48
a
н
I PmU




.
Приведённое активное сопротивление и активное сопротивление роторной
обмотки:
22
22
2
2
2
2
222
/
3 120 0,9577 /17 0,5 0,999 9513
об
об
k mwk mwk







–
коэффициент приведения сопротивления):
;
Ом
7265
,
0
)
48
,
0
52
,
9(3
178
)
(
2
2
0
1
2
'
2





a
a
эл
I
I
m
P
R
'4
22
/ 0,7265/9513 0,76 10
.
RRk
Ом





Соответственно, для базового двигателя АИР112М2 с углом скоса пазов ро-
тора
0
10

:
0, 999;
об
k
2
0, 0063;
д

4
2
0,59 10
.
д
x
Ом


4
2 1,02 10
.
R
Ом


При меньшей длине ротора двигателя АИР112М2 меньше и составляющая
индуктивного сопротивления роторной обмотки от потока пазового рассеяния 2 п
x.
Пример расчёта генератора на базе асинхронного двигателя АИР112М2 со
стандартной обмоткой
(D=108мм;l=125мм;=0,6мм;w=108;kоб=0,956;В =0,71Тл;
k=1,75;k=1,2;Рэл2 =208Вт;R2=1,02 10
-4
Ом; kоб2 = 0,999).
При индукции в воздушном зазоре Вδ = 0,76 Тл и соединении фазных обмо-
ток в треугольник (Е = 233 В) обмоточные данные генератора совпадают с обмо-
точными данными базового двигателя. Этой индукции соответствуют
2, 05
k
и
4
2 1,0910 .
х
Ом


Сопротивление взаимоиндукции, намагничивающий ток и индуктивное со-
противление статорной обмотки:
;
Ом
7,
36
1
05
,
2
2,1
10
60
,
0
956
,
0
108
3
10
125
10
108
10
14
,
3
4
100
2
2
3
2
2
3
3
7
2
2
2
0





















р
k
k
k
Dlm w
f
х
об





/
233/ 36,7 6,35 ;
IEx
A




22
4
10
108
4
(0,67 0,43 )
7,89 10
21
0,125
3,14 0,108
(0,67 0,225 0,43
) 0,00527 36,7
62
0,91 0,19 1,1 Ом.
лд
wl
D
x
f
l
x
рq
p






























Согласно выражению

329
A
x
x
x
E
I
c
C
35
,
6
1,1
233
1






сопротивление и ёмкость конденсаторов при соединении их по схеме треугольника:
37,8 ;
c
x
Ом

66
10/
10 / (314 37,8) 84
.
с
С
х
мкФ





Напряжение на конденсаторах и их рабочее напряжение:
0
6,35 37,8 240 ;
cc
UIx
B






1, 414 240 340
.
ср
U
В



Ток ротора генератора и приведённое значение тока
;
270
02
,
1
28
10
208 4
2
2
2
2
A
R
Z
P
I
эл






,
2,
12
2,
22
270
2
'
2
A
k
I
I
i



где
222
/
3 130 0,795 / (28 0,5 0,999) 22,2
i
об
об
k mwk Zwk







-
коэффициент приве-
дения тока.
Из выражения
A
s
R
k
E
s
s
x
R
R
k
E
s
I
н
e
В
н
н
e
В
н
270
02
,
1
10
)7,
206
/
233
(
/
)
(
/
4
2
2
2
2
2
2
2







номинальное скольжение ротора по абсолютной величине sн = 0,0244.
Здесь
22
/
108 0,956 / (0,5 0,999) 206,7
e
об
об
kwkwk





-
коэффициент при-
ведения ЭДС.
Потерям в статорной обмотке базового двигателя соответствует активный
ток нагрузки 12,2 А и ток обмотки Iн = 13,8 А.
Реактивная составляющая и приведённая реактивная составляющая тока ро-
тора:
;
7
0244
,
0
)
0244
,
0
09
,
1(
02
,
1
10
09
,
1
7,
206
/
233
/
2
2
2
4
2
2
2
2
2
2
2
2
А
s
s
x
R
х
k
E
I
н
н
e
р










2
'
2
7
0, 32
.
22, 2
р
р
i
I
IA
k



Степень размагничивания тока ротора составляет 0,32/6,35 = 0,05.
Соотношение амплитуды МДС от номинального тока нагрузки к амплитуде
МДС от
тока
возбуждения
совпадает
с
соотношением
токов
11
/
/ 12,2/ 6,35 1,92.
нн
FFII




При номинальном токе нагрузки, с
0
10

сте-
пень размагничивания реактивного тока нагрузки составит 0,33 или 33 %.
Пример расчёта обмотки генератора на базе асинхронного двигателя
АИР100L2 со стандартной обмоткой
(D=89мм;l=136мм;=0,35мм;w=120;kоб=0,956;В =0,71Тл;k=1,53;
k=1,22;Рэл2 =178Вт;R2=0,7610
-4
Ом; kоб2 = 0,998; ki = 40,6; ke = 230).
Конденсаторы соединены по схеме треугольника.
При индукции Вδ = 0,76 Тл и соединении фазных обмоток в треугольник (Е =
233 В) обмоточные данные АГ совпадают с обмоточными данными базового двига-
теля(k1,8их2=1,810
-4
Ом).
Сопротивление взаимоиндукции, намагничивающий ток и индуктивное со-
противление обмотки:
22
7
3
3
2
2
0
2
3
2
43,1410 8910 13610 3120 0,956
2
100
77, 5 Ом;
0,35 10 1,22 1,8 1
об
Dlmw k
хf
kkр

























330
/
233/77,5 3,0 ;
IEx
A




22
4
10
120
4
(0,67 0,43 )
7,89 10
21
0,136
3,14 0, 089
(0,67 0,2 0,43
) 0,009 77,5 1,22 0,7 1,92 .
42
лд
wl
D
x
f
l
x
рq
p
Ом





























Сопротивление конденсаторов и ёмкость конденсаторов:
1
/(
) 233/( 1,92) 3 ;
cc
IExx
x
A





79,6 ;
c
x
Ом

66
10/
10 / (314 79,6) 40
.
с
С
х
мкФ





Напряжение на конденсаторах и их рабочее напряжение:
0
3,0 79,6 239 ;
cc
UIx
B






1,414 239 340 .
ср
U
В



Ток ротора генератора и приведённое значение тока
;
371
76
,
0
17
10
178 4
2
2
2
2
A
R
Z
P
I
эл






'
2
2
371
9,15
.
40,55
i
I
IA
k



Из выражения
4
2
2
22
2
2
2
/
/
(233 / 230) 10
371
()
0, 76
нВ
e
нВ
e
н
н
sEkRsEks
IA
Rxs
R








номинальное скольжение ротора sн = 0,0278.
Реактивная составляющая и приведённая реактивная составляющая тока ро-
тора:
;
2,
23
0278
,
0
)
0278
,
0
8,1(
76
,
0
10
8,1
230
/
233
/
2
2
2
4
2
2
2
2
2
2
2
2
А
s
s
x
R
х
k
E
I
н
н
e
р










.
57
,
0
55
,
40
2,
23
2
'
2
A
k
I
I
i
р
р



Степень размагничивания тока ротора 0,57/3 = 0,19.
Соотношение амплитуды МДС от номинального тока нагрузки к амплитуде
МДС от тока возбуждения
11
/
/
9,15 / 3,0 3,05.
нн
FFII




При номинальном токе нагрузки, например, с
0
10

степень размагничива-
ния реактивного тока нагрузки составит 0,53 или 53 %.
Таким образом, относительная степень размагничивания реактивных токов
генератора на базе АИР100L2 значительно выше, чем у генератора на базе
АИР112М2.
При автотрансформаторном варианте исполнения статорной обмотки (рис.
11.31, при построении диаграммы Гёргеса ток нагрузки в общей части обмотки от-
ражён в условном ряду сторон катушек) влияние МДС от тока нагрузки снижается
пропорционально коэффициенту трансформации, при этом практически в той же
степени снижается и номинальная мощность генератора.
Анализируемые ниже статорные обмотки названы модулированными [47,48],
поскольку их МДС от тока нагрузки не совпадает с МДС от тока возбуждения (рис.

331
11.31-11.33). При включении конденсаторов на выводы «Н» диаграммы Гёргеса от
тока возбуждения и от тока нагрузки поменяются местами. Схемы на рис. 11.31 и
11.32 являются эквивалентными по виду диаграмм Гёргеса.
Рис. 11 .31 – Схема обмотки и диаграмма Гёргеса при нагрузке ( д = 0,00527)
Для схемы обмотки на рис. 11.31 с конденсаторами на выводах «В» радиус
основной гармоники МДС (kоб = 0,9236), полярный момент инерции пазовых точек
диаграммы Гёргеса и значение коэффициента дифференциального рассеяния от
тока возбуждения (kоб = 0,9236)
72 0, 9236
10,58365;
2
2 3,1416 1
об
p
Zk
R
р








2
2
2
2
2
22
2(7 5 275cos120)2(9 3 293cos120)
2(10 1 2 10 1 cos120 ) /6 112,3333;
d
R
















2
0
22
112, 3333
1
1 0,00285.
10, 58365
д
д
р
R
R





Для тока нагрузки (kоб = 0,64625):
p
72 0, 64625
7, 40548;
2
2 3,1416 1
об
Zk
R
р








2
2
2
2
2
22
2(5 3 253cos120) 3(7 1 271cos120)
(6 3 263cos120)/6 55,3333;
d
R















2
22
55, 3333
1
1 0, 009.
7, 40548
д
д
р
R
R






332
Рис. 11 .32 – Схема обмотки с соединением
фаз в последовательности А, В, С, 2р = 2
Рис. 11.33 – Схема включения конденсаторов
и схемы токов в частях для предыдущей об-
мотки, 2р = 2
Для совпадающих токов возбуждения и нагрузки (kоб = 0,4222), рис. 11.33:
p
144 0, 4222
9, 6764;
2
2 3,1416 1
об
Zk
R
р






2
22
94, 3333
1
1 0,0106.
9, 6764
д
д
р
R
R







2
2
2
2
2
2
2
2
2
0
2
2
0
2
2
0
(7 3 273cos120)(9 1 291cos120)
(10 1 2101cos120) (8 2 282cos120)
(7 4 274cos120)(6 6 266cos120)/694,3333;
d
R

























а)
б)
в)
Рис. 11.34 – Диаграммы Гёргеса от тока
возбуждения (а, д0 = 0,00165), от тока нагрузки
(б, д = 0,028) и от совпадающих токов
возбуждения и нагрузки (в, д = 0,0085) обмот-
ки с конденсаторами на выводах «В»

333
Рис. 11 .35 – Схема обмотки с соединением фаз в последовательности А, С, В, соотношение
ЭДС, схемы включения конденсаторов и схемы токов в частях обмотки, 2р = 2
Рис. 11.36 – Диаграммы Гёргеса от тока
возбуждения (д0 = 0,00165), от тока нагрузки
(д = 0,0038) и от совпадающих токов
(д = 0,00224) с конденсаторами
на выводах «В»

334
Рис. 11 .37 – Схема
и соотношение ЭДС
эквивалентной обмотки
с соединении фаз в
последовательности
А,В,С,2р=2
Рис. 11 .38 – Схема обмотки
с соединении фаз
в последовательности
А,С,В,2р=2
Рис. 11 .39 – Диаграммы Гёргеса от тока возбуждения (д0 = 0,002), от тока нагрузки
(д = 0,0092) и от совпадающих токов возбуждения и нагрузки ( д = 0,00645) обмотки
с конденсаторами на выводах «В»

335
11.3 Обмотки статора многофункциональных асинхронных генераторов
Для создания генератора на частоту тока 50/200 Гц автономной электростан-
ции без мультипликатора при частоте вращения вала приводного двигателя близ-
кой к 3000 об/мин требуются обмотки с соотношением пар полюсов 4/1. Вариант
схемы обмотки генератора на 50/200 Гц максимального распределения при мень-
шем числе полюсов показан на рис. 11 .40.
Рис. 11 .40 – Схема и МДС двухслойной обмотки генератора на 50/200 Гц, /
Коэффициенты распределения обмотки определены формуле
Для2р=8(p=4) q=3(приширинефазнойзоны1200)
0
0
0
8
0
180
180 sin 60
sin4 3
/3sin4
0,844.
36
36 3sin 20
p
k




Для2р=2(p=1) q=6(приширинефазнойзоны60
0
)
0
0
0
2
0
180
180 sin 30
sin1 6
/ 6sin1
0, 956.
36
36 6sin5
p
k




Коэффициент укорочения для 2р = 8 (шаг у = 6)
0
0
8
180
sin
sin4 6
sin120 0,866.
36
у
k
рy
Z






Коэффициент укорочения для 2р = 2 (шаг у = 9)
0
0
2
180
sin
sin1 9
sin 45 0, 707.
36
у
k
рy
Z






Обмоточные коэффициенты
8
8
8 0,844 0,866 0,731;
об
р
у
kkk





2
2
2 0,956 0,707 0,676.
об
р
у
kkk





Рисунки 11.41-11.43 иллюстрируют переход от двухслойного цепного чере-
дования катушечных групп к чередованию однодвухслойной обмотки генератора
на 50/200 Гц. Обмоточные коэффициенты такого рода обмоток определяются через
соотношение геометрической суммы векторов ЭДС сторон однослойных и двух-
слойных катушек к их арифметической сумме ЭДС.
Для однодвухслойной обмотки kоб8 = 10,6/12 = 0,883 и kоб2 = 9,48/12 = 0,79.

336
Рис. 11 .41 – Переход к однодвухслойной обмотке и векторная диаграмма к расчёту
обмоточных коэффициентов при 2р = 8 и 2р = 2
Рис. 11 .42 – Схема однодвухслойной обмотки
генератора на 50/200 Гц, /
Рис. 11 .43 – МДС однодвухслойной
обмотки
Схемы включения конденсаторов для обоих вариантов схем обмоток показа-
ны на рис. 11.44.
Рис. 11 .44 – Варианты схем включения конденсаторов
Качество обмоток того или иного распределения оценивают как по величине
обмоточного коэффициента, так и по значению коэффициента дифференциального
рассеяния, который определяет величину одной из составляющих индуктивного
сопротивления статорной обмотки - индуктивное сопротивление от потоков диф-
ференциального рассеяния, следовательно, влияет и на величину всего индуктивно-
го сопротивления статорной обмотки.

337
Для принятого у базовых асинхронных двигателей соотношения высоты паза
статора к его утроенной средней ширине hп/3bп ≈ 1 индуктивное сопротивление од-
нослойной и двухслойной статорных обмоток с числом витков фазной обмотки w
на частоту тока f
2
10
4
(0,67 0,43 )
2
лд
wl
D
x
f
l
x
рq
p











;
2
10
31
31
4
(
0, 57
)
4
22
д
wl
D
x
f
x
рq
p










,
где D и l – внутренний диаметр статора и длина статора; д - коэффициент диффе-
ренциального рассеяния:  - степень укорочения шага; 0 - магнитная постоянная;
22
0
2
2
об
Dlmw k
хf
kkр





.
-
сопротивление взаимоиндукции ( и k - воздушный зазор и коэффициент воз-
душного зазора; k - коэффициент насыщения магнитной цепи).
Величину коэффициента дифференциального рассеяния рассчитывают по
диаграмме Гёргеса - замкнутой фигуре из пазовых векторов I1mNхе
jх
,гдех–фаза
максимального тока I1m в проводниках N паза с координатой х.
Для основной гармоники МДС статорной обмотки с одинаковым числом N =
2mw/Z эффективных проводников в пазу диаграмма Гёргеса является окружностью
радиусом
1
2
mоб
Р
ZNI k
R
р


Приняв ImN = 1,
2
об
p
Zk
R
p


и коэффициент дифференциального рассеяния статорной обмотки
2
2
1,
д
д
р
R
R

где Rд
2
- полярный момент инерции пазовых точек диаграммы Гёргеса.
Диаграмма Гёргеса строится для периода МДС по сетке, стороны которой
отображают фазу токов в сторонах катушек (рис. 11.45).
Полярный момент инерции вершин диаграммы Гёргеса двухслойной обмотки
(рис. 11.46), амплитуда основной гармоники МДС при 72 сторонах катушек и зна-
чение коэффициента дифференциального рассеяния при большем числе полюсов
222
2
2(1 1 211cos120) 3 /3 5;
d
R









Rр=72kоб/2р=720,73/(23,14 4)=2,0924;
8
2
5
1 0,142.
2, 0924
д




338
Полярный момент инерции вершин диаграммы
Гёргеса, амплитуда основной гармоники МДС и
значение коэффициента дифференциального рас-
сеяния при 2р = 2


2
2
2
22
22
2(5 4 254cos120)
2(7 1 271cos120)
2(6 3 263cos120)/6 60,3333;
d
R

















Rр=72kоб/2р=720,676/(23,14 1)=7,75;
2
2
60, 3333
1 0, 0045.
7, 75
д



Рис. 11 .46 – Диаграммы Гёргеса
двухслойной обмотки
Полярный момент инерции вершин диаграммы Гёргеса однодвухслойной об-
мотки (рис. 11.47), амплитуда основной гармоники МДС при 72 сторонах катушек
и значение коэффициента дифференциального рассеяния при большем числе полю-
сов

2
2
2
2
2
29336(2 2 222cos120)/187,5;
d
R









Rр=72kоб/2р=720,883/(23,14 4)=2,53;
8
2
7,5
1 0,171.
2, 53
д



При2р=2
222
2
2
2
2
2
2(8 2 282cos120)2(6 4 264cos120)
(5 5 255cos120)10 /6 82,5;
d
R


















Rр=72kоб/2р=720,79/(23,14 1)=9,057;
2
2
82, 5
1 0, 0057.
9, 057
д



Амплитуды гармоник определяют разложением периода МДС в ряд Фурье.
Для 2р = 8 однодвухслойной обмотки в долях ступенек МДС (рис. 11.48-11.50)
Рис. 11 .45 – Сетка для
построения диаграммы Гёргеса

339
Рис. 11 .47 – Диаграммы Гёргеса
однодвухслойной обмотки
/2
0
22
cos
(sin 10 sin 30 1,5sin 50
1,5sin 70 sin 90 sin 110 2sin 130 2sin 150 ).
mx
F
F
dx
























Рис. 11 .48 – Ступеньки периода МДС
обмотки при 2р = 8
-3
-2
-1
0
1
2
3
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .49 – Гармоники периода МДС, 2р = 8
Амплитуды гармоник МДС при 2р = 2 также в долях ступенек МДС (рис.
11.51 и 11.52)
/2
0
44
cos
(sin 5 sin 15 0,5sin 25
0,5sin 35 sin 45 sin 55 2sin 65 2sin 75 sin 85 ).
mx
F
F
dx


























.

340
-1
-0,8
-0,6
-0,4
-0,2
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .50 – Низшая гармоника и высшие гармоники периода МДС, 2р = 8
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .51 – Ступеньки МДС и гармоники МДС, 2р = 2

341
-0 ,6
-0 ,4
-0 ,2
0
0,2
0,4
0,6
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .52 – Высшие гармоники МДС, 2р = 2
Улучшить МДС можно соотношением чисел витков в катушках (рис. 11.53,
где точками отмечены катушки с уменьшенным в 2 раза числом витков).
Рис. 11 .53 – Ступеньки МДС при
разном числе витков в катушках
Для этого варианта полярный момент инерции вершин диаграммы Гёргеса,
амплитуда основной гармоники МДС при условных 60 сторонах катушек (рис.
11.54) и значение коэффициента дифференциального рассеяния при большем числе
полюсов (kоб8 = 0,869)

2
2
2
2
2
2
266(2 1 221cos120)6(1 1
2 1 1 cos120 ) /18 4,666;
d
R














Rр=60kоб/2р=60 0,869/(23,14 4)=2,0756;
8
2
4, 666
1 0, 0832.
2, 0756
д



При меньшем числе полюсов (kоб2 = 0,767), рис. 11.54

342
2 22
2
2
2
2
2
2(7 1 271cos120) 2(5 3 253cos120)
(4 4 244cos120)8 /654;
d
R


















Рис. 11 .54 – Диаграмма Гёргеса
при2р=8
Рис. 11 .55 – Диаграмма Гёргеса
при2р=2
Rр=60kоб/2р=60 0,767/(23,14 1)=7,328;
2
2
54
1 0, 0056.
7, 328
д



Амплитуды гармоник МДС при 2р = 8 (рис. 11.56)
/2
0
22
cos
(0,5sin 10 sin 30 1,5sin 50
1,5sin 70 sin 90 0,5sin 110 sin 130 2sin 150 ).
mx
F
F
dx
























- 2,5
-2
- 1,5
-1
- 0,5
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0
60
120
180
240
300
360
а)

343
- 0,3
- 0,2
- 0,1
0
0,1
0,2
0,3
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .56 – Гармоники МДС, низшая гармоника, а) и высшие гармоники МДС, б) при
разном числе витков в однослойных катушках, 2р = 8
Для 2р = 2 (рис. 11.57)
/2
0
44
cos
(0,5sin 5 sin 15 0,5sin 25
0,5sin 35 sin 45 0,5sin 55 sin 65 2sin 75 sin 85 ).
mx
F
F
dx


























-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
0
60
120
180
240
300
360
а)

344
- 0,4
- 0,3
- 0,2
- 0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .57 – Гармоники МДС и высшие гармоники МДС
при разном числе витков в однослойных катушках, 2р = 2
При одинаковом числе витков в однослойных катушках и соотношении вит-
ков в однослойных и двухслойных катушках 1,5/1 значение обмоточных коэффи-
циентов kоб8 = 0,881 и kоб2 = 0,761 (рис. 11.58).
Для этого варианта распределения витков по
катушкам полярный момент инерции вершин
диаграммы Гёргеса (рис. 11.59), амплитуда ос-
новной гармоники МДС при условных 60 сторо-
нах катушек и значение коэффициента диффе-
ренциального рассеяния при 2р = 8

2
2
2
2
22
4 66(3 1 231cos120)
6(4 2 242cos120)/1819;
d
R














Rр=120kоб/2р=60 0,881/(23,14 4)=
= 4,20856;
8
2
19
1 0, 0727.
4, 20856
д



Рис. 11 .59 – Диаграмма Гёргеса при 2р = 8 обмотки с
соотношением витков в однослойных и двухслойных
катушках 1,5/1
Рис. 11 .58 – Векторные диаграммы
к расчёту обмоточных
коэффициентов

345
При 2р = 2 (рис. 11.60)

2
2
2
2
2
2
16 2(13 3 2133cos120) 2(10 6
2 10 2 cos120 ) /6 212,333;
d
R













Rр = 120kоб/2р = 120  0,761 / (2  3,14  1) = 14,5414;
8
2
212, 3333
1 0, 0042.
14, 5414
д



Амплитуды гармоник МДС при 2р = 8 (рис. 11.61)
0
22
cos
(0,75sin 10 0,75sin 30 1,5sin 50
1,5sin 70 0,75sin 90 0,75sin 110 1,5sin 130 1,5sin 150 ).
mx
F
F
dx
























Амплитуды гармоник МДС при 2р = 2 (рис. 2.27)
/2
0
44
cos
(0,75sin 5 0,75sin 15 0,5sin 25 0,5
sin 35 0,75sin 45 0,75sin 55 1,5sin 65 1,5sin 75 sin 85 ).
mx
F
F
dx


























-3
-2
-1
0
1
2
3
0
60
120 180 240 300 360
-0 ,3
-0 ,2
-0 ,1
0
0,1
0,2
0,3
0
60
120 180 240 300 360
Рис. 11 .61 – Ступеньки и гармоники периода
МДС, низшая гармоника и высшие гармоники
периода МДС при соотношении витков в одно-
слойных и двухслойных катушках 1,5/1, 2р = 8
Рис. 11 .60 – Диаграмма Гёргеса при
соотношении витков в однослойных
и двухслойных катушках 1,5/1, 2р = 2

346
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
0
60
120
180
240
300
360
-0 ,4
-0 ,3
-0 ,2
-0 ,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .62 – Гармоники МДС и высшие гармоники МДС при соотношении витков
в однослойных и двухслойных катушках 1,5/1, 2р = 2
Данные об обмотке при других соотношениях витков однослойных и двух-
слойных катушек показаны на рис. 11.63 – 11.70.
Для обмотки с соотношением витков в однослойных и двухслойных катуш-
ках 4/3 полярный момент инерции вершин диаграммы Гёргеса, амплитуда основ-
ной гармоники МДС (kоб = 8,219/9,333 = 0,88) при условных 168 сторонах катушек
и значение коэффициента дифференциального рассеяния при 2р = 8

2
2
2
2
2
22
53636(62262cos120)
6(4 2 2 4 2 cos120 ) /18 36,8333;
d
R














Rр=168kоб/2р=168 0,88/(23,14 4)=5,885; 8
2
36, 8333
1 0, 064.
5, 885
д




347
Рис. 11 .63 – Диаграмма Гёргеса
и векторная диаграмма к расчёту kоб
при 2р = 8 обмотки с соотношением
витков в однослойных и двухслой-
ных катушках 4/3
Рис. 11 .64 – Ступеньки
и гармоники периода МДС при
соотношении витков в
однослойных и двухслойных
катушках 4/3, 2р = 8
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
0
60
120
180
240
300
360
-0 ,8
-0 ,6
-0 ,4
-0 ,2
0
0,2
0,4
0,6
0,8
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .65 – Низшая гармоника и высшие гармоники периода МДС при соотношении
витков в однослойных и двухслойных катушках 4/3, 2р = 8

348
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .66 – Ступеньки МДС и гармоники МДС при соотношении витков
в однослойных и двухслойных катушках 4/3, 2р = 2
-0 ,4
-0 ,3
-0 ,2
-0 ,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0
60
120
180
240
300
360
Рис. 11 .67 – Высшие гармоники МДС при соотношении витков в однослойных
и двухслойных катушках 4/3, 2р = 2

349
Рис. 11 .68 – Диаграмма Гёргеса при
одинаковом числе витков в однослойных
и двухслойных катушках
(kоб =0,87ид=0,147),2р=8
Таким образом, за основу для генерато-
ра на частоту тока 50/200 Гц принимаем од-
нодвухслойную обмотку с соотношением чи-
сел витков в однослойных и двухслойных
катушках 4/3.
Обмотки с одинаковым числом витков в
однослойных катушках технологичнее при
укладке в пазы статора, при этом для умень-
шения электрических потерь однослойные
катушки выполняются проводом большего
сечения.
Соотношение витков в однослойных и
двухслойных катушках влияет на число вит-
ков фазной обмотки w, на сечение провода и
на активное сопротивление обмотки. При
другом возможном соединении фаз обмотки
по схеме / (рис. 11.70) соотношение
напряжений при частоте 200 и 50 Гц составляет 1,73/1.
Дополнительная вось-
миполюсная обмотка с
малым числом витков
позволяет получить по-
ниженное
напряжение
генератора частотой 200
Гц, например, для пита-
ния ручного электроин-
струмента повышенной
частоты тока.
Схема цепной обмот-
ки, вытекающая из пер-
вого преобразованного
варианта
чередование
фазных зон, и эквива-
лентные ей схемы обмо-
ток разного шага показа-
ны на рис. 11.71 – 11.74.
Отвечающая всем схемам диаграмма Гёргеса приведена на рис. 11.75.
Рис. 11 .69 – Зависимость
коэффициента дифференциального
рассеяния от соотношения витков
в однослойных и двухслойных
катушках, 2р = 8
Рис. 11 .70 – Схема обмотки с соединением фаз /

350
Рис. 11 .71 – Переход к цепной обмотке и схема цепной обмотки, 2р = 8
Рис. 11 .72 – Схема обмотки разного шага, 2р = 8
Рис. 11 .73 – Схема обмотки разного шага, 2р = 8
Рис. 11 .74 – Схема обмотки разного шага, 2р = 8

351
Рис. 11 .75 – Диаграмма Гёргеса восьмиполюсной обмотки
и векторная диаграмма к расчёту обмоточного коэффициента
Полярный момент инерции вершин диаграммы Гёргеса, амплитуда основной
гармоники МДС (kоб = 5,67/6 = 0,945 и значение коэффициента дифференциального
рассеяния обмотки


2
2
2
2
2
91 6(1 1 211cos120) 32 /18 2,1666.
d
R








Rр=Zkоб/2р=36 0,945/(23,14 4)=1,3543;
2
2,1666
1 0,181.
1, 3543
д



Улучшить МДС позволяет комбинированная схема соединения фаз (рис.
11.76).
Рис. 11 .76 – Схема обмотки,
схема соединения фаз и
диаграмма Гёргеса (линейный
ток отображён и в условном
ряду сторон катушек)
Полярный момент инерции вершин диаграммы Гёргеса, амплитуда основной
гармоники МДС (kоб = 0,911) при условных 48 сторонах катушек и значение коэф-
фициента дифференциального рассеяния
2222
62 12(1 1 211cos120))/18 3,333;
d
R







Rр=Zkоб/2р=48 0,911/(23,14 4)=1,74076;
2
3, 3333
1 0,1.
1, 74076
д



Варианты схем обмоток на 2 напряжения при 200 Гц приведены на рис. 11.77.

352
Рис. 11 .77 – Схемы обмоток генератора на разное напряжение при 200 Гц
В работах [18, 19] подробно исследованы модулированные статорные обмот-
ки АГ на частоту тока 200 Гц для питания двигательной нагрузки и сварочной дуги.
При вращении таких АГ двигателями внутреннего сгорания без мультипликаторов
(с частотой вращения, близкой к 3000 об/мин) подходят 10 и 8 полюсные статорные
обмотки с комбинированной схемой соединения (рисунок 11.78 – 11.80).
При одинаковом числе витков в катушках соотношение напряжений генератора
составляет Uв/Uн = 5,46/1 = 230/42 В.
Рис. 11 .78 – Схема обмотки статора и базовые
диаграммы Гергеса, 2р = 10
д0 = 0,106
дн = 0,188
Рис. 11 .79 – Схема обмотки статора и базовые
диаграммы Гергеса, 2р = 8
д0 = 0,006
дн = 0,215

353
Из разных по конструктивным признакам вариантов 10 и 8 полюсных статор-
ных обмоток (двухслойных, цепных, двойного шага) наименьшим коэффициентом
дифференциального рассеяния характеризуются обмотки двойного шага. Среди
гармоник МДС от тока нагрузки присутствует и гармоника  = р, оказывающая
определенное влияние на магнитное состояние генератора (рисунок 11.81 и 11.82).
Рис. 11 .80 – Ориентация ЭДС обмоток на 10 и 8 полюсов, токи нагрузки в обмотках
на 10 и 8 полюсов
Рис. 11 .81 – Первые гармоники периода МДС от тока нагрузки обмотки
двойного шага, 2р = 10
Обмотки называются модулированными, поскольку форма их МДС от тока
нагрузки отличается от формы МДС от тока возбуждения (рисунок 11.83) [30].
Рис. 11 .82 – Первые гармоники периода МДС от тока нагрузки обмотки
двойного шага, 2р = 8

354
Для питания электрифицированных инструментов, электротехнологических
установок разработан многофункциональный АГ на частоту тока 200 Гц и три
уровня выходного напряжения [98]. Показано, что при расчете обмоток и парамет-
ров асинхронных генераторов ранее не учитывалось влияние размагничивающего
реактивного тока роторной обмотки на магнитное состояние генератора при
нагрузке, что, в свою очередь, заметно влияет и на определение номинальной мощ-
ности генераторов, и на вид их внешних характеристик.
а)
б)
Рис. 11 .83 – МДС от тока возбуждения и от тока нагрузки, 2р = 10, а); 2р = 8, б)
Для указанных токоприемников в большей мере подходит разработанная
восьмиполюсная модулированная обмотка [22, 98] при  23 и = - 50° (рисунок
11.84). Для получения среднего напряжения ее выполняют с дополнительными вы-
водами.
Рис. 11 .84 – Схема обмотки статора, принципиальная схема соединения обмоток
с подключением конденсаторов возбуждения и указанием соотношения
ЭДС на отдельных выводах
Таким образом, разработанные асинхронные, вентильные и синхронные ге-
нераторы с успехом могут применяться для преобразования энергии ветра, воды в
электрическую энергию с разным уровнем выходного напряжения и частоты.
Типовые конструкции генераторов позволят снизить эксплутационные рас-
ходы при создании систем децентрализованного электроснабжения различных про-
изводственных и бытовых объектов.

355
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Асинхронные генераторы для систем автономного электроснабжения. Часть 1.
Обоснование параметров асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин,
А.С. Креймер, П.П . Екименко П.П . // Научный журнал КубГАУ. - Краснодар: КубГАУ,
2010.
-
No05(59).
-
Шифр Информрегистра: 04201000012/0095.
-
Режим доступа:
http://ej.kubagro.ru/2010/05/26/p26.asp.
2.
Асинхронные генераторы для систем автономного электроснабжения. Часть 2.
Базовая теория формирования статорных обмоток асинхронных генераторов и методы
расчета обмоток / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, А.С . Креймер, П.П . Екименко П.П . //
Научный журнал КубГАУ. - К раснодар: КубГАУ, 2010. - No06(60). - Шифр Информре-
гистра: 04201000012/0116. - Режим доступа: http://ej.kubagro.ru/2010/06/31/p31.asp.
3.
Безруких П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необ-
ходимость / П. Безруких – М, Лесная страна, 2007. – 120 с.
4.
Богатырев Н.И . Асинхронные генераторы в научных исследованиях кафедры
электрических машин и электропривода КубГАУ (к 40-летию создания кафедры ЭМ и
ЭП КубГАУ) / Н.И . Богатырев // Научный журнал КубГАУ.
-
Краснодар: КубГАУ,
2010.
-
No08(62).
-
Шифр Информрегистра: 04201000012/0116.
-
Режим доступа:
http://ej.kubagro.ru/2010/08/26/ p26. asp.
5.
Богатырев Н.И . Асинхронные генераторы для питания сварочной дуги /Н.И .
Богатырев, А.С. Креймер, Н.С . Баракин // Научный журнал КубГАУ [Электронный ре-
сурс].
-
Краснодар: КубГАУ, 2011.
-
No73(09).
-
Шифр Информрегистра:
0421100012\0360. - Режим доступа: http://ej.kubagro.ru/2011/09/pdf/52./p28. asp.
6.
Богатырев Н.И . Асинхронный генератор с шестизонной статорной обмоткой /
Н.И . Богатырев, Н.С. Баракин, Д.Ю. Семернин // Механизация и электрификация
сельского хозяйства. М.: - 2015. - No 10. С . 10 – 12.
7.
Богатырев Н.И . Выбор конденсаторов для возбуждения асинхронных генерато-
ров с частотой тока 50/200/400 Гц / Н.И . Богатырев, А.С . Оськина, П.П . Екименко, Я.А .
Ильченко // Мех.-ция и элек.-ция сел. хоз-ва . – 2008. - No1. - С . 22 – 23.
8.
Богатырев Н.И . Имитационное моделирование ветроэнергетической установки
/ Н.И . Богатырев, А.С . Креймер // Энергосберегающие технологии, оборудование и ис-
точники электропитания для АПК. – (Тр. / КубГАУ; Вып.402(430). – Краснодар, 2002. –
С. 184 – 191).
9.
Богатырев Н.И . Источники резервного и автономного электроснабжения с
асинхронными генераторами / Н.И . Богатырев, А.С. Оськина // Механизация и элек-
трификация сел. хоз-ва .- 2007. - No1. - С. 9 – 10.
10.
Богатырев Н.И . К вопросу использования асинхронных генераторов в составе
ВЭУ и МГЕС / Н.И . Богатырев, О.В . Григораш // Энергосберегающие технологии, обо-
рудование и источники электропитания для АПК.
–
(Тр. / КубГАУ; Вып.402(430).
–
Краснодар, 2002. – С . 175 – 178).
11.
Богатырев Н.И . Лабораторный стенд для исследования синхронных и асин-
хронных генераторов / Н.И. Богатырев, В.Н . Темников, Е.А . Зайцев и др. // Применение
электротехнических устройств в АПК. – (Тр. / Куб. ГАУ; Вып. 381(409). – К раснодар,
2000. – С.65–74).
12.
Богатырев Н.И . Моделирование ветровой нагрузки для ветроэнергетики / Н.И.
Богатырев, А.С . Креймер // Физико-технические проблемы создания новых технологий
в агропромышленном комплексе: сб. науч. тр. 2 -й Рос. науч. - практ. конф. Т .1. - Став-
рополь, 2003. – С. 16 – 20.

356
13.
Богатырев Н.И . Моделирование ветровой нагрузки для ВЭУ с асинхронным
генератором / Н.И . Богатырев, А.С . Креймер // Механизация и электрификация сел. хоз-
ва.- 2004. - No 5. – С.22 –23.
14.
Богатырев Н.И . Новые перспективы применения асинхронных генераторов для
ветроэнергетических установок и малых ГЭС [Текст] / Н.И . Богатырёв, А.С . Креймер,
Я.А . Ильченко // Промышленная энергетика. – 2006. - No 5. – С . 48 – 52.
15.
Богатырев Н.И . Параметры и характеристики электрических машин переменно-
го тока: моногр. / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, П.П . Екименко: - Краснодар, КубГАУ,
2011. - 256 с.
16.
Богатырев Н.И . Практикум по электроприводу / Н.И. Богатырев, С.В. Оськин,
В.Н . Темников: - Краснодар, 2009. – 288 с.: ил.
17.
Богатырев Н.И . Современные аппараты управления и защиты: учебник для ву-
зов / Н.И. Богатырев – Краснодар: Изд-во «Крон», 2016 – 482 с.
18.
Богатырев Н.И. Статорные обмотки и параметры асинхронных двигателей и
генераторов / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В. Вронский.
–
Краснодар, КубГАУ.
2013. – 352с. ил.
19.
Богатырев Н.И. Схемы статорных обмоток, параметры и характеристики элек-
трических машин переменного тока: моногр. / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В.
Вронский; под. ред. В .Н . Ванурина: – Краснодар, 2007. – 301 с.: ил.
20.
Богатырев Н.И . Факультету энергетики Кубанского государственного
аграрного университета – 45 лет / Н.И . Богатырев, А.В . Винников // Механизация и
электрификация сельского хозяйства. М.: - 2015. - No 10. С . 2 – 4.
21.
Богатырев Н.И. Электрические машины переменного тока: моногр. / Н.И . Бога-
тырев, В.Н . Ванурин, К.А . -А . Джанибеков: – Краснодар, 2011. – 224 с.: ил.
22.
Богатырев Н.И . Электромеханическое преобразование энергии в электрических
машинах переменного тока. Ч . 1. / Н.И. Богатырев – Тр. / КубГАУ; Вып. No 3(7).
–
Краснодар, 2007. – С . 173 – 179.
23.
Богатырев Н.И . Электромеханическое преобразование энергии во вращающих-
ся электрических машинах переменного тока. Ч. 2. / Н.И . Богатырев – Тр. / Куб. ГАУ;
Вып. No 3(7). – Краснодар, 2007. – С. 193 – 198.
24.
Богатырев Н.И . Энергосберегающие источники питания с асинхронными гене-
раторами / Н.И . Богатырев, А.С . Оськина, П.П . Екименко и др. // Пром. энергетика. М .:
Энергопресс. – 2006. - No12. – С. 4 – 6
25.
Богатырев Н.И ., Винников А.В . Результаты научных исследований и иннова-
ций на факультете энергетики / Н.И . Богатырев, А.В . Винников // Труды Кубанского
государственного аграрного университета. 2015. - No 52. - С. 181-189.
26.
Богатырев Н.И ., Оськина А.С. Источники резервного и автономного электро-
снабжения с асинхронными генераторами / Н.И . Богатырев, А.С . Оськина // Механиза-
ция и электрификация сел. хоз-ва. - 2007. - No1. - С . 9 – 10.
27.
Богатырев Н.И ., Перекотий Г.П . Энергетические показатели синхронных гене-
раторов новой конструкции // Механизация и электрификация сел. хоз-ва, No 1 - 2006,
М., С.12 –15.
28.
Ванурин В.Н . Многофункциональные асинхронные генераторы / В.Н . Ванурин,
Н.И . Богатырев, О.В . Вронский, А.С . Оськина, Я.А . Ильченко // Механизация и элек-
трификация сел. хоз-ва . – 2007. - No8. - С. 20 – 22.
29.
Винников А.В., Денисенко Е.А ., Хицкова А.О. К расчёту экономического по-
тенциала ветровой энергетики и выбора ветроэлектрических установок // А.В. Винни-
ков, Е.А . Денисенко, А.О . Хицкова // Политематический сетевой электронный научный

357
журнал Кубанского государственного аграрного университета. 2016. No 115. С. 1311-
1323.
30.
Винников А.В., Квитко А.В ., Попучиева М.А . Способы стабилизации парамет-
ров электроэнергии малых гидроэлектростанций / А.В . Винников, А.В .Квитко, М.А .
Попучиева // Политематический сетевой электронный научный журнал Кубанского
государственного аграрного университета. – 2015
-
No 112. – С . 978-990.
31.
Винников А.В., Семернин Д.Ю. Выбор стабилизатора напряжения для асин-
хронного генератора / Винников А.В., Семернин Д.Ю. // В сборнике: Научное обеспе-
чение агропромышленного комплекса отв. за вып. А . Г. Кощаев. 2016. С. 307-309.
32.
Винников А.В ., Чумак М.С . Бесперебойные системы электроснабжения на воз-
обновляемых источниках энергии / А.В . Винников, М.С. Чумак // Новая наука: Совре-
менное состояние и пути развития. - 2015. - No 4-1. – С. 17-19.
33.
Возобновляемые источники энергии / О.В . Григораш, Ю.П . Степура, Р.А . Су-
лейманов и др. – К раснодар: КубГАУ, 2012 – 272 с.
34.
Горолов Р. В ., Губин В. Е ., Матвеев А. С. Нетрадиционные и возобновляемые
источники энергии. Учебное пособие / Р. В. Горолов, В. Е . Губин, А. С . Матвеев –
Томск, ТПУ, 2009. – 294 с.
35.
Григораш О.В . Нетрадиционные источники электроэнергии в составе систем
гарантированного электроснабжения / О.В. Григораш, Н.И . Богатырев Н.Н . Курзин //
Промышленная энергетика. – 2004. - No 1. – С . 59 – 62.
36.
Григораш О.В., Богатырев Н.И ., Курзин Н.Н. Системы автономного электро-
снабжения / О.В . Григораш, Н.И . Богатырев, Н.Н . Курзин – Краснодар.: КубГАУ, 2001
–
333 с.
37.
Копылов И.П . Математическое моделирование электрических машин / И.П.
Копылов. – М.: Высш. шк ., 1994. – 318 с.
38.
Кривцов В. С., Олейников А. М ., Яковлев А. И . Неисчерпаемая энергия. Книга
1. Ветроэлектрогенераторы / В. С. Кривцов, А. М. Олейников, А. И . Яковлев – Харьков,
ХАИ, 2003. – 399 с.
39.
Кундас С. П . Возобновляемые источники энергии / С. П Кундас, С. С. Позняк,
Л. В. Шенец: МГЭУ им. А. Д. Сахарова. – Минск, МГЭУ, 2009. – 315 с.
40.
Люсюк Ю. А . Нетрадиционные источники энергии. Учебное пособие / Ю. А .
Люсюк, В. В. Кузьмич: – Мн, УП «Технопринт», 2005. – 234 с
41.
Математический аппарат для оценки эффективности систем гарантированного
электроснабжения: моногр. / О.В. Григораш, Н.И . Богатырев, Н.Н . Курзин и др.; под
ред. Н .И . Богатырева. – Краснодар, 2002. – 285 с.
42. Оськин С.В., Богатырев Н.И . Электрический привод: учебник для вузов / С.В . Ось-
кин, Н.И. Богатырев. – Краснодар: КубГАУ, 2016. – 490 с.: ил.
43.
Патент RUS 2136013, МПК G 01 R 31/34. Электрифицированный стенд для ис-
следования асинхронных и синхронных генераторов / Н.И . Богатырев, Е.А . Зайцев,
О.В. Вронский, А.Г . Матящук, В.Н . Темников. заявитель и патентообладатель Куб. гос.
аграр. ун-т. – No 97105355/09; Заявл. 03.04.97; Опубл. 27.08.99; Бюл. No 24 – 8 c.: ил.
44.
Патент RUS 2138743, МПК F 25 B 11/00, F 17 D 1/04. Устройство для утилиза-
ции энергии газа / Н.И . Богатырев, О.В. Вронский, В.Г. Григулецкий и др. заявитель и
патентообладатель КубГАУ. – No 97118065/06; заявл. 30.10.97; опубл. 27.09.99; Бюл. No
27–6c.:ил.
45.
Патент RUS 2145467, МПК Н 04 R 15/00, В 06 В 1/08, Н 01 L 41/12. Импульс-
ный ультразвуковой генератор / Н.И . Богатырев, О.В. Вронский, Н.Н . Курзин и др.
(РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 98104611/28; Заявл.

358
24.02.98; Опубл. 10.02.00; Бюл. No 4 – 3 c.: ил.
46.
Патент RUS 2151971, МПК F 25 B 11/00. Газотурбогенератор / Богатырев Н.И.,
Вронский О.В., Зайцев Е.А ., Курзин Н.Н ., Темников В.Н . (РФ); заявитель и патентооб-
ладатель КубГАУ. – No 97118075/06; заявл. 30.10.97; опубл. 27.06.00; Бюл. No 18 – 6 c.
47.
Патент RUS 2174062, МПК В 23 К 9/06. Автономный источник питания / Н.И.
Богатырев, В.Н . Темников, Е.А. Зайцев, М.А. Вольнова М.А .; заявитель и патентообла-
датель КубГАУ. – No 99126071/02; Заявл. 07.12.99; Опубл. 27.09.01; Бюл. No 27.
48.
Патент RUS 2207693, МПК H 02 K 19/34. Генератор переменного и постоянно-
го тока / Н.И . Богатырев, А.В. Белевич, О.В. Вронский и др. (РФ); заявитель и патенто-
обладатель Куб. гос. аграр. ун-т. - No 2001126041/09; Заявл. 24.09.01; Опубл. 27.06.03;
Бюл.No18–6c.:ил.
49.
Патент RUS 2210100 МПК G 05 F 1/46. Стабилизированный преобразователь
напряжения постоянного тока / Н.И . Богатырев, О.В. Григораш, А.В. Дацко и др. (РФ);
заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
-
No 2001112081/09; Заявл.
03.05.01; Опубл. 10.08.03; Бюл. No 22. – 10 c.: ил.
50.
Патент RUS 2210167, МПК H 02 M 7/53 Преобразователь постоянного напря-
жения в трехфазное переменное / Н.И . Богатырев, Н.Н . Курзин, О.В . Григораш и др.
(РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. - No 2002102326/09; Заявл.
25.01.02; Опубл. 10.08.03; Бюл. No 22. – 4 c.: ил.
51.
Патент RUS 2216032, МКП G 05 F 1/20 Стабилизатор напряжения переменного
тока / Богатырев Н.И ., Григораш О.В ., Вронский О.В., Стрелков Ю.М., Темников В.Н .,
Зайцев Е.А . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. – No
2002103757/09; Заявл. 11.02.02; Опубл. 10.11.03; Бюл. No 31. – 10 c.
52.
Патент RUS 2216097, МКП H 02 P 9/46, H 02 J 3/16 Устройство для стабилиза-
ции частоты и напряжения автономного асинхронного генератора / Богатырев Н.И .,
Григораш О.В., Курзин Н.Н ., Павлов В.Н ., Стрелков Ю.М., Креймер А.С . (РФ) заяви-
тель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No 2001123027/09; Заявл.
15.08.01; Опубл. 10.11.03; Бюл. No 31. – 12 c.: ил.
53.
Патент RUS 2217857, МКП H 02 M 5/27, 5/297, H 02 Р 7/42 Трехфазный преоб-
разователь частоты / Богатырев Н.И ., Григораш О.В ., Курзин Н.Н ., Мелехов С.В., Зай-
цев Е.А ., Темников В.Н . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуни-
верситет.
–
No 2001126706/09; Заявл. 02.10.01; Опубл. 27.11.03; Бюл. No 33. – 12 c.
54.
Патент RUS 2225531 МПК F 03 D 7/04. Ветроэнергетическая установка / Бога-
тырев Н.И ., Ванурин В.Н., Креймер А.С. и др. (РФ); заявитель и патентообладатель
КубГАУ. – No 2002117609/06; заявл. 01.07.02; опубл. 10.03.04; Бюл. No 7 – 6 c.: ил.
55.
Патент RUS 2231686, МКП F 03 D 7/04 Ветрогидроэнергетическая установка /
Богатырев Н.И ., Трубилин Е.И ., Сидоренко С.М. и др. (РФ) заявитель и патентооблада-
тель КубГАУ. –No 2002130670/06; заявл. 15.11.02; опубл. 27.06.04; Бюл. No 18. – 7 c.: ил.
56.
Патент RUS 2231907, МПК H 02 M 7/797 Универсальный модульный преобра-
зователь / Н.И . Богатырев, Н.Н . Курзин, О.В . Григораш О.В. и др. (РФ); заявитель и
патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2002103827/09; Заявл. 11.02.02; Опубл.
27.06.04; Бюл. No 18 – 10 c.: ил.
57.
Патент RUS 2239273, МПК H 02 К 19/36 Генератор переменного и постоянного
тока / Н.И . Богатырев, Б.И . Жидков, Ю.С. Огарь и др. (РФ); заявитель и патентооблада-
тель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003112548/09; Заявл. 28.04.03; Опубл. 27.10.04; Бюл. No
30–6c.:ил.
58.
Патент RU 2248082, МПК H 02 K 17/14 Статорная обмотка двухчастотного
асинхронного генератора / Н.И. Богатырев, В.Н . Ванурин, С.В. Оськин и др. (РФ); за-

359
явитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003126793/11; Заявл. 01.09.03;
Опубл. 10.03.05; Бюл. No 7. – 9 c.: ил.
59.
Патент RUS 2248083, МПК H 02 K 17/14 Статорная обмотка двухчастотного
асинхронного генератора / Н.И. Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В. Григораш и др. (РФ);
заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2003126833/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 10.03.05; Бюл. No 7. – 8 c.: ил.
60.
Патент RUS 2249289, МПК H 02 K 17/14 Статорная комбинированная обмотка
асинхронного генератора / Н.И . Богатыре, В.Н . Ванурин, О.В. Вронский и др. (РФ); за-
явитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003126788/11; Заявл. 01.09.03;
Опубл. 27.03.05; Бюл. No 9. – 6 c.: ил.
61.
Патент RUS 2249290, МПК H 02 K 17/14 Статорная комбинированная обмотка
асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В. Григораш и др. (РФ);
заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2003126834/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 27.03.05; Бюл. No 9. – 6 c.: ил.
62.
Патент RUS 2249291, МПК H 02 K 17/14 Статорная многофункциональная об-
мотка асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В. Вронский и др.
(РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003126835/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 27.03.05; Бюл. No 9. – 4 c.: ил.
63.
Патент RUS 2249292, МПК H 02 K 17/14 Статорная комбинированная обмотка
асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, Н.Н . Курзин и др. (РФ); за-
явитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003126836/11; Заявл. 01.09.03;
Опубл. 27.03.05; Бюл. No 9. – 6 c.: ил.
64.
Патент RUS 2249900, МПК H 02 K 17/14 Статорная обмотка двухчастотного
асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, Г.А . Султанов и др. (РФ);
заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2003126791/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 22.11.04; Бюл. No 30. – 6 c.: ил.
65.
Патент RUS 2249901, МПК H 02 K 17/14 Статорная комбинированная обмотка
асинхронного генератора / Н. И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В . Вронский и др. (РФ);
заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2003126792/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 12.11.04; Бюл. No 30. – 6 c.: ил.
66.
Патент RUS 2249902, МПК H 02 K 17/14 Статорная многофункциональная об-
мотка асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В. Вронский и др.
(РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003126794/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 15.11.04; Бюл. No 30. – 6 c.: ил.
67.
Патент RUS 2249903, МПК H 02 K 17/14 Статорная обмотка двухчастотного
асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, В.Н . Темников и др. (РФ);
заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2003126832/11; Заявл.
01.09.03; Опубл. 15.11.04; Бюл. No 30. – 6 c.: ил.
68.
Патент RUS 2252475, МПК H 02 K 17/14 Статорная обмотка трехфазного элек-
тродвигателя / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В. Вронский и др. (РФ); заявитель и
патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No
2003121670/11(022951); Заявл. 14.07.03;
Опубл. 24.01.05; Бюл. No 30. – 12 c.: ил.
69.
Патент RUS 2241921, МКП F 25 B 11/00 Автономное устройство для утилиза-
ции энергии газа / Богатырев Н.И., Вронский О.В ., Екименко П.П ., Поддубный А.М.,
Крепышев Д.А ., Белашов В.А . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагро-
университет. – No 2003110275/06; Заявл. 09.04.03; Опубл. 10.12.04; Бюл. No 34. – 12 c.
70.
Патент RUS 2257515, МПК F 25 B 11/00 Газотурбогенератор / Богатырев Н.И .,
Темников В.Н ., Курзин Н.Н ., Пушкарский В.В ., Григораш О.В ., Оськин С.В . (РФ) за-

360
явитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No 2003115075/06
(015931); Заявл. 20.05.03; Опубл. 27.07.05; Бюл. No 21. –
c.: ил.
71.
Патент RUS 2262178, МПК H 02 K 19/36. Генератор переменного тока с комби-
нированным возбуждением / Н.И . Богатырев, Б.И . Жидков, Ю.С. Огарь и др. (РФ); за-
явитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2003137264/11; Заявл. 23.12.03;
Опубл. 10.10.05; Бюл. No 28. – 5 c.: ил.
72.
Патент RUS 2263385, МПК H 02 K 17/14 Двухслойная статорная обмотка двух-
полюсного асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, О.В . Вронский и
др. (РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2004108756/09; За-
явл. 24.03.04; Опубл. 27.10.05; Бюл. No 30. – 4 c.: ил.
73.
Патент RUS 2263386, МПК H 02 K 17/14 Однослойная статорная обмотка
двухполюсного асинхронного генератора / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, С.О. Григо-
раш и др. (РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No
2004108757/09; Заявл. 24.03.04; Опубл. 27.10.05; Бюл. No 30. – 4 c.: ил.
74.
Патент RUS 2269861, МПК H 02 M 5/27, H 02 P 9/42 Непосредственный преоб-
разователь частоты / Григораш О.В., Богатырев Н.И ., Курзин Н.Н ., Новокрещенов О.В .,
Хамула А.А . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. – No
2004117305/09; Заявл. 07.06.04; Опубл. 10.02.06; Бюл. No 4. – 5 c.
75.
Патент RUS 2281524, МПК G 01 R 31/34. Электрифицированный стенд для
исследования электрических машин / Богатырев Н.И ., Курзин Н.Н ., Григораш О.В.,
Креймер А.С., Екименко П.П ., Чесовской А.С. (РФ) заявитель и патентообладатель
Кубанский госагроуниверситет.
–
No 2002123027/28; Заявл. 27.08.02; Опубл. 10.08.06;
Бюл.No22. – 6c.:ил.
76.
Патент RUS 2316104, МПК Н02К 17/14 Двухслойная статорная обмотка двух-
полюсной асинхронной машины / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, В.Н . Темников и др.
(РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2006124283/09 (026335);
Заявл. 06.07.06; Опубл. 27.01.08; Бюл. No 3. – 6 c.: ил .
77.
Патент RUS 2316105, МПК Н02К 17/14 Однослойная статорная обмотка двух-
полюсной асинхронной машины / Н.И. Богатырев, В.Н . Ванурин, К. А -А . Джанибеков и
др. (РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т.
–
No 2006124284/09
(026336); Заявл. 06.07.06; Опубл. 27.01.08; Бюл. No 3. – 6 c.: ил.
78.
Патент RUS 2316106, МПК Н02К 17/14 Однослойная статорная обмотка четы-
рехполюсной асинхронной машины / В.Н . Ванурин, Н.И . Богатырев, К. А -А . Джанибе-
ков и др. (РФ); заявитель и патентообладатель Куб. гос. аграр. ун-т. – No 2006124344/09
(026396); Заявл. 06.07.06; Опубл. 27.01.08; Бюл. No 3. – 5 c.: ил.
79.
Патент RUS 2316879, МПК H02K 17/14 Статорная обмотка асинхронного гене-
ратора на повышенную частоту тока / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Лепетухин В.В.,
Семенов В.М., Ильченко Я.А ., Потешин М.И . (РФ) заявитель и патентообладатель Ку-
банский госагроуниверситет.
–
No 2006113471/09 (014637); Заявл. 20.04.06; Опубл.
10.02.08; Бюл. No 4. – 5 c.: ил.
80.
Патент RUS 2316880, МПК H02K 17/14 Статорная обмотка асинхронного гене-
ратора / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Лепетухин В.В ., Семенов В.М., Ильченко Я.А .,
Демкович А.А . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. –
No 2006113472/09 (014638); Заявл. 20.04.06; Опубл. 10.02.08; Бюл. No 4. – 4 c.: ил .
81.
Патент RUS 2332772, МПК Н02К 19/38, Н02P 9/38 Синхронный генератор /
Богатырев Н.И ., Григораш О.В., Темников В.Н ., Вронский А.В., Баракин Н.С. заявитель
и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. – No 2007120543/09 (022376); За-
явл. 01.06.07; Опубл. 27.08.08; Бюл. No 24. – 5 c.: ил.

361
82.
Патент RUS 2332773, МПК Н02К 19/38, Н02P 9/38 Автономный бесконтактный
синхронный генератор / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Симоненко С.А ., Григораш
А.О ., Баракин Н.С. заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. – No
2007120541/09 (022374); Заявл. 01.06.07; Опубл. 27.08.08; Бюл. No 24. – 4 c.: ил.
83.
Патент RUS 2332779, МПК Н02P 9/46, H02J 3/18 Автономный источник элек-
трической энергии / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Ильченко Я.А ., Баракин Н.С ., Гри-
гораш А.О . заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No
2007120542/09 (022375); Заявл. 01.06.07; Опубл. 27.08.08; Бюл. No 27. – 3 c.: ил.
84.
Патент RUS 2336151 , МПК B23K 9/10 Автономный источник питания свароч-
ной дуги / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Ильченко Я.А ., Баракин Н.С., Ковалев Д.Н.
заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No 2006146460/02
(050753); Заявл. 25.12.06; Опубл. 20.10.08; Бюл. No 29. – 3 c.: ил.
85.
Патент RUS 2337465, МПК Н02P 9/44 Устройство для стабилизации напряже-
ния асинхронного генератора / Богатырев Н.И ., Григораш А.О ., Ильченко Я.А ., Власен-
ко Е.А., Хатхе Р.М. заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. – No
2007140615/09; Заявл. 01.11.07; Опубл. 27.10.08; Бюл. No 30. – 5 c.: ил.
86.
Патент RUS 2366073, МПК Н02P 9/46 Стабилизатор напряжения асинхронных
генераторов для автономных источников, ветроэнергетических установок, малых гид-
ростанций / Богатырев Н.И ., Екименко П.П ., Степура Ю.П ., Григораш А.О ., Потешин
М.И . заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No
2007140615/09; Заявл. 01.11.07; Опубл. 27.08.09; Бюл. No 24. – 5 c.: ил.
87.
Патент RUS 2373630, МПК Н02P 9/46, H02J 3/18 Устройство для регулирова-
ния и стабилизации напряжения автономного асинхронного генератора / Богатырев
Н.И ., Баракин Н.С., Вронский А.В ., Григораш А.О ., Потешин М.И . Степура Ю.П . за-
явитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No 2007140615/09; За-
явл. 31.03.08; Опубл. 20.11.09; Бюл. No 32. – 7 c.: ил.
88.
Патент RUS 2407133, МПК H02K 17/14, H02 K 3/28 Автономный асинхронный
генератор с двухполюсной статорной обмоткой / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Врон-
ский О.В., Степура Ю.П ., Большухин Ф.В., Денисенко Е.А . (РФ) заявитель и патенто-
обладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No 2009148522/07 (071681); Заявл.
25.12.10; Опубл. 20.12.2009; Бюл. No 35. – 10 c.: ил.
89.
Патент RUS 2407132, МПК H02K 17/14, H02 K 3/28 Двухслойная статорная
обмотка двухполюсного асинхронного генератора / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н .,
Вронский А.В ., Оськин А.С ., Бойко В.С., Тюльпинов Р.В. (РФ) заявитель и патентооб-
ладатель Кубанский госагроуниверситет. – No 2009145562/07 (064962); Заявл. 08.12.09;
Опубл. 20.12.10; Бюл. No 35. – 8 c.: ил.
90.
Патент RUS 2417501, МПК H02J 3/42, H02P 9/46 Способ управления асинхрон-
ным генератором при параллельной работе с сетью и устройство для его осуществле-
ния / Богатырев Н.И ., Степура Ю.П ., Оськина А.С., Ильченко Я.А ., Лыков А.С., Пат-
лань А.С. (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No
2010119200/07 (027248); Заявл. 12.05.2010; Опубл. 27.04.11; Бюл. No 12. – 9 c.: ил.
91.
Патент RUS 2417509, МПК H02M5/10 Преобразователь частоты / Григораш
О.В., Винников А.В., Алмазов В.В ., Кирьян Н.Н ., Григораш А.О . (РФ) заявитель и па-
тентообладатель Кубанский госагроуниверситет. – No 2010105579/07; Заявл. 16.02.2010;
Опубл. 27.04.11; Бюл. No 12. – 7 c.: ил.
92.
Патент RUS 2457612 МПК H02P9/46 Устройство для регулирования и стаби-
лизации напряжения многофункционального автономного асинхронного генератора /
Богатырев Н.И, Баракин Н.С., Попов А.Ю., Григораш А.О ., Вронский А.В., Нетребко

362
Д.С . РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
–
No
2011110023/07; Заявл. 16.03.2011; Опубл. 27.07.2012; Бюл. No 21. – 7 c.: ил.
93.
Патент RUS 2470444, МПК H02K 17/14 Двухполюсная обмотка асинхронного
генератора / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Темников В.Н ., Лыков А.С., Ковалева О.Н .,
Гавриленко А.В . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. –
No 2010119198/07; Заявл. 12.05.2010; Опубл. 20.12.2012; Бюл. No 35. – 7 c.: ил .
94.
Патент RUS 2475927, МПК H02K 17/14 Двухполюсная статорная обмотка
асинхронного генератора / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Вронский О.В., Моргун
С.М., Баракин Н.С., Гульбяков А.В. (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский
госагроуниверситет. – No 2010131644/07; Заявл. 27.07.10; Опубл. 20.02.2013; Бюл. No 5.
–
7 c.: ил.
95.
Патент RUS 2476976, МПК H02K 17/14 Статорная обмотка сварочного асин-
хронного генератора / Богатырев Н.И., Ванурин В.Н ., Вронский А.В ., Креймер А.С.,
Нетребко Д.С., Чередов Д.Л . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагро-
университет. – No 2010131639/07; Заявл. 27.07.10; Опубл. 27.02.2013; Бюл. No 6. – 7 c.
96.
Патент RUS 2479097, МПК H02K 17/42 Автономный асинхронный генератор с
четырехполюсной статорной обмоткой / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н., Лихачев В.Л .,
Семернин Д.Ю. Ковалева О.Н ., Попов А.Ю. (РФ) заявитель и патентообладатель Ку-
банский госагроуниверситет.
–
No 2011130617/07; Заявл. 21.07.11; Опубл. 10.04.2013;
Бюл.No10. – 8c.:ил.
97.
Патент RUS 2498483, МПК H02K 17/14 Автономный асинхронный генератор с
двухполюсной статорной обмоткой / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Вронский О.В.,
Громыко Д.В ., Моргун С.М., Курзмаз Р.А . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубан-
ский госагроуниверситет. – No 2011130749/07; Заявл. 21.07.11; Опубл. 10.11.2013; Бюл.
No31. – 8c.:ил.
98.
Патент RUS 2516012, H02K17/14 Автономный асинхронный генератор с вось-
миполюсной статорной обмоткой / Н.И . Богатырев, В.Н . Ванурин, Ю.П . Степура, Д.Ю.
Семернин, В.Н . Темников, А.Ю. Попов. (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский
госагроуниверситет. - No 2011131076/09; Заявл. 25.07.11; Опубл. 20.05.2014; Бюл. No 14.
–
10 c.
99.
Патент RUS 2516013, H02K17/14 Многофункциональный автономный асин-
хронный генератор / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Потешин М.И., Семернин Д.Ю.,
Скрыпников А.А ., Соколов Д.С . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госаг-
роуниверситет. - 2012107507/07; Заявл. 28.02.2012; Опубл. 20.05.2014; Бюл. No 14. – 7 c.
100. Патент RUS 2516217, H02K17/14 Вентильный автономный асинхронный гене-
ратор / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Лихачев В.Л ., Семернин Д.Ю., Т уманов Д.В.,
Шульга В.С. (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
-
2012107512/07; Заявл. 28.02.2012; Опубл. 20.05.2014; Бюл. No 14. – 7 c.
101. Патент RUS 2518907, МПК H02J9/04 Система бесперебойного и гарантирован-
ного электроснабжения для наиболее ответственных потребителей электроэнергии /
Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Баракин Н.С ., Степура Ю.П ., Семернин Д.Ю., Потешин
М.И . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
-
No
2012150650/07; Заявл. 26.11.2012; Опубл. 10.06.2014; Бюл. No 16. – 9 c.
102. Патент RUS 2521221, МПК G01M 13/00 Стенд для испытания редукторов / Бо-
гатырев Н.И ., Гольдман Р.Б., Баракин Н.С., Лихачев В.Л., Моргун С.М., Мирошничен-
ко С.В . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет.
-
No
2012132168/28; Заявл. 26.07.2012; Опубл. 27.06.2014; Бюл. No 18. – 8 c.
103. Патент RUS 2521788, МПК G01R 31/34 Стенд для исследования и испытания

363
электроприводов / Богатырев Н.И ., Оськин С.В., Темников В.Н ., Громыко Д.В., Бара-
кин Н.С., Ераносов А.Ю. заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверси-
тет. - No 2012126279/28; Заявл. 22.06.2012; Опубл. 10.07.2014; Бюл. No 19. – 22 c.
104. Патент RUS 2559036, МПК H02K 17/14 Вентильный асинхронный генератор
для автономной электростанции / Богатырев Н.И ., Ванурин В.Н ., Винников А.В ., Бара-
кин Н.С., Семернин Д.Ю., Хицкова А.О . (РФ) заявитель и патентообладатель Кубан-
ский госагроуниверситет.
-
No 2014115135/07; Заявл. 15.04.2014; Опубл. 10.08.2015;
Бюл.No22. – 7c.
105. Патент RUS 2566147, МПК F25B 11/00 Газотурбогенератор / Богатырев Н.И.,
Моргун С.М., Креймер А.С ., Крепышев Д.А., Семернин Д.Ю., Степыкина Ю.В . (РФ)
заявитель и патентообладатель Кубанский госагроуниверситет. - 2014124123/06; Заявл.
11.06.2014; Опубл. 20.10.2015; Бюл. No 29. – 8 c.
106. Перекотий Г.П ., Богатырев Н.И . Становление и развитие научной школы фа-
культета энергетики и электрификации // Энергосберегающие технологии, оборудова-
ние и источники электропитания для АПК. – (Тр. / Куб. ГАУ; Вып. 422(150). – К расно-
дар,2005. – С.3 -22).
107. Поулек В., Либра М., Стребков Д. С., Харченко В. В. Фотоэлектрическое пре-
образование солнечной энергии. Теория и практика использования солнечной энергии.
/ В. Поулек, М. Либра, Д. С. Стребков, В. В. Харченко – М, ГНУ ВИЭСХ, 2013. – 324 с.
108. Преобразователи электрической энергии: основы теории, расчета и проектиро-
вания: учеб. пособие для ВУЗов / Н.И . Богатырев, О.В. Григораш, Н.Н . Курзин и др.;
под ред. Н .И. Богатырева. – К раснодар, 2002. – 358 с.
109. Работа асинхронного генератора параллельно с сетью / Богатырев Н.И ., Бара-
кин Н.С., Семернин Д.Ю., Белашова Д.В ., Шульга В.С. // Труды международной науч-
но-технической конференции «Энергообеспечение и энергосбережение в сельском хо-
зяйстве». М.: - 2012. Т . 1. С. 162-168.
110. Родионов В. Г. Энергетика: проблемы настоящего и возможности будущего / В.
Г. Родионов: – М.: ЭНАС, 2010. – 352 с.
111. Семернин Д.Ю., Богатырев Н.И . Газопоршневая электростанция с асинхрон-
ным генератором / Д.Ю. Семернин, Н.И . Богатырев // Научное обеспечение агропро-
мышленного комплекса: Материалы 6-й Всероссийской науч.-
практ. конф. молодых
ученых. Краснодар, 2012. – С . 369 – 370.
112. Сипайлов Г.А . Математическое моделирование электрических машин / Г.А .
Сипайлов, А.В. Лоос. – М.: Высш. шк., 1980. – 176 с.
113. Стандартные и многофункциональные асинхронные электрические машины.
Учебное издание. / В.Н . Ванурин, Н.И . Богатырев, К.А . -А . Джанибеков, В.И . Пахомов.
Зерноград: ГНУ СКНИИМЭСХ Россельхозакадеми - 2010
-
148 с.
114. Фатеев Е. М. Ветродвигатели и ветроустановки / Е. М. Фатеев – М, ОГПЗ-
сельхозгиз, 1948. – 544 с.
115. Харитонов В. П . Автономные ветроэлектрические устновки / В. П .Харитонов –
М, ГНУ ВИЭСХ, 2006. –275 с.
116. Шефтер Я. И ., Рождественский И. В. Ветронасосные и ветроэлектрические аг-
регаты / Я. И. Шефтер, И. В . Рождественский – М, «Колос», 1967. – 376 с.
117. Электрические аппараты низкого напряжения: учеб. для вузов. / Н.И . Богаты-
рев, О.В . Григораш, А.В. Винников, В.Л . Лихачев - 2-е изд., перераб. и доп. – К расно-
дар, 2012. – 538 с.
118. Электрические аппараты низкого напряжения: учеб. для вузов. / О.В. Григо-
раш, Н.И . Богатырев, Н.Н . Курзин и др. – Краснодар, 2000. – 313 с.

364
Научное издание
Богатырев Николай Иванович
Винников Анатолий Витальевич
Лихачев Владимир Леонидович
Альтернативные и возобновляемые
источники энергии
Монография
Отпечатано с готового авторского оригинал-макета.
Редактор – Н.И. Богатырев
Компьютерная верстка – Н.И. Богатырев
Дизайн обложки – Н.И. Богатырев
Подписано в печать 27.09 .16. Формат 60х90 1/16.
Усл. печ. л . 27,8. Тираж 100 экз. Заказ 31.
Типография «КРОН», Краснодар, ул. Алма-Атинская, 57, оф. 4