/
Текст
ВТН 8-10 на побережье Финского залив
юлаалстнт
1500 (США)-
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ НАУК
Государственное научное учреждение
ВСЕРОССИЙСКИЙ
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА (ГНУ ВИЭСХ)
В.П. Харитонов
АВТОНОМНЫЕ
ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
УСТАНОВКИ
Москва 2006
УДК 621.548
Харитонов В.П. Автономные ветроэлектрические
установки. - М.: ГНУ ВИЭСХ, 2006. - 280 с.
Дано описание и приведены характеристики автономных вет-
роэлектрических установок (ВЭУ), предназначенных для подъема и
опреснения воды, электроснабжения, производства тепла, защиты
трубопроводов от коррозии и других целей. Представлены результа-
ты теоретических исследований крыльчатых ветродвигателей в пе-
ременном воздушном потоке и рекомендации по оптимизации их аг-
регатирования с нагрузками различного типа. Отражен опыт разра-
ботки серии генераторов для ветроагрегатов и систем возбуждения к
ним. Приведен анализ ветровых условий с рекомендациями по вы-
бору мест размещения ВЭУ. Дано описание экспериментальной ба-
зы ветрополигона ВИЭСХ в г. Истре Московской области. Приведены
результаты экспериментальных исследований пяти современных
ВЭУ мощностью от 0,5 до 10 кВт. Проанализированы экономические
показатели ВЭУ различных типоразмеров.
Книга отражает многолетний опыт работы автора в качестве
разработчика и испытателя ВЭУ и предназначена для специалистов-
ветроэнергетиков и для потребителей, желающих повысить эффек-
тивность использования ветроустановок.
Илл. 121, табл. 49, библ. 155.
Рецензенты:
Главный научный сотрудник лаборатории ТЭИ ГНУ ВИЭСХ,
доктор технических наук А.П. Коршунов;
Старший научный сотрудник ФГУП НИИЭМ, кандидат техни-
ческих наук Ю.И. Гром
Издаётся по рекомендации Ученого Совета ГНУ ВИЭСХ.
© Харитонов В.П., 2006
© ГНУ ВИЭСХ, 2006
ПРЕДИСЛОВИЕ
После энергетического кризиса 1973 г. внимание мировой обще-
ственности к проблеме использования возобновляемых источников
энергии резко возросло. Уже в 1974 г. в ряде стран, в том числе в США,
Дании, Нидерландах, были разработаны многолетние государственные
программы исследований и разработок преобразователей солнечной,
ветровой, геотермальной и других видов возобновляемых источников
энергии. На реализацию большей части программ были выделены госу-
дарственные средства.
Итоги развития возобновляемых источников энергии в мире за
последние 30 лет оцениваются как положительные. В 2002 г. мощность
работающих в мире ветроэлектростанций составила 32 млн. кВт, а тем-
пы ежегодного прироста вводимых в эксплуатацию ветроэлектростан-
ций (ВЭС) достигли уровня 8-9 млн. кВт. Объемы годового производст-
ва фотоэлектрических систем возросли до уровня 390 МВт, при этом
сохраняются высокие темпы прироста мощностей. Строительство ма-
лых ГЭС успешно ведется в Китае и Индии. В Китае вновь построенные
микроГЭС (МГЭС) в 2002 г. достигли уровня мощности 26 млн. кВт.
В 30-60-х годах прошлого века СССР имел значительные успехи
в развитии сетевой ветроэнергетики и автономных ветродизельных сис-
тем мощностью до 400 кВт. Однако в 60-е годы развитие отечественной
ветроэнергетики было переориентировано на разработку и освоение
ветроэлектрических установок малой мощности автономного использо-
вания, предназначенных для электроснабжения потребителей сельской
местности, не подключенных к сетям централизованного электроснаб-
жения Работы по созданию серии новых автономных ветроэлектриче-
ских установок (ВЭУ) мощностью от 1 до 30 кВт выполнялись до 1975 г.
Истринским филиалом Всесоюзного научно-исследовательского инсти-
тута электромеханики (ИФ ВНИИЭМ), в состав которого вошел коллек-
тив ветроэнергетиков под руководством лауреата Государственной пре-
мии В.И. Сидорова.
Период с 1976 по 1991 гг. характеризуется тем, что выполнен-
ный в предыдущие годы большой объем НИР и ОКР был реализован в
виде серийно выпускаемой продукции - несколько тысяч ветроустановок
различного назначения - и внедрен в народное хозяйство страны. Обес-
печение такого результата стало возможным благодаря созданию в
г. Истра Московской области головного предприятия НПО “Ветроэн”, за-
дачей которого стало освоение серийного производства ветроустановок
3
и организация их монтажа и технического обслуживания в различных
регионах страны. Производство ВЭУ было организовано в ряде филиа-
лов НПО “Ветроэн”: в г. Астрахань, в г. Уфа, а также в Киргизии и Казах-
стане. Филиалы НПО “Ветроэн” были организованы в большинстве рес-
публик страны. НПО “Ветроэн” в г. Истра был создан на базе коллектива
отдела ветроэнергетики ВНИИЭМ, руководимого В.И. Сидоровым.
К числу научных сотрудников и конструкторов, внесших весомый вклад в
создание новой техники и перешедших на работу из ВНИИЭМ в НПО
“Ветроэн”, относились кандидаты технических наук В.Е. Федотов,
И.А. Бабинцев, В.П. Харитонов, В.Ф. Мосалев, В.М. Мишин,
Н.Д. Абрамов, ведущие конструкторы Л.И. Терентьев, Г.И. Перелет,
В.А. Щербакова, С.А. Никонов, Е.К. Иноземцев и многие другие.
Эта книга представляет собой научно-технический обзор наибо-
лее важных теоретических, экспериментальных и опытно-
конструкторских работ, выполненных в 1970-1980 гг. с обобщением и
опыта эксплуатации ветроустановок различного назначения: для подъе-
ма воды, заряда аккумуляторов, производства тепла, опреснения соле-
ной воды, катодной защиты трубопроводов.
В книге также нашли отражение работы, связанные с созданием,
испытаниями и применением ВЭУ, выполненные в 1992-2005 гг. рядом
организаций: ВИЭСХ, НПФ “Ветэн”, ФГУП НИИЭМ и фирм: СКВ “Спец-
ремтекс", “Сапсан”, ЦНИИ “Электроприбор” и др. Приведены также ре-
зультаты зарубежных исследований по ВЭУ и ветродизельным установ-
кам.
В последние годы появились признаки возрождения интереса к
ветроэлектрическим установкам в России. Доказательством этого явля-
ется разработка рядом отечественных фирм ветроустановок различной
мощности, представляющих их на испытания и принимающих меры для
организации серийного производства.
Автор благодарит к. т. н. А.К. Сокольского за многолетнее пло-
дотворное сотрудничество в области ветроэнергетики и творческий под-
ход к работе, способствующий получению положительных результатов.
Автор выражает искреннюю благодарность к. т. н. Н.Д. Абрамову
за вклад в создание специальных измерительных комплексов и систем
автоматического управления режимами работы ВЭУ, который помогает
ветрополигону ВИЭСХ обеспечивать высокое качество натурных испы-
таний ВЭУ и оказывать эффективную помощь разработчикам в совер-
шенствовании ветроустановок.
Автор выражает также глубокую признательность д. т. н.
А.П. Коршунову за ценные советы и замечания, сделанные ими при чте-
нии рукописи книги.
Глава 1. КРАТКИЙ ОБЗОР РАЗВИТИЯ
ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ
В России энергия ветра использовалась издавна, главным
образом в мукомольном производстве. Число ветряных мельниц
достигало 200 тыс.шт. Ветряные мельницы перемалывали в год око-
ло 34 млн. т зерна [1]. Это были деревянные мельницы с четырьмя
лопастями средней мощностью 3,5 кВт. Большие ветряные мельни-
цы с диаметром ветроколеса 20 - 24 м развивали мощность 10-15
кВт. Все ветряные мельницы были местного крестьянского произ-
водства, их постройка основывалась на многолетнем практическом
опыте.
1.1. Развитие ветроэнергетики в предвоенные годы
В соответствии с программой развития энергетики в Цен-
тральном аэрогидродинамическом институте (ЦАГИ) и в бывшем
Центральном ветроэнергетическом институте (ЦВЭИ), а также во
Всесоюзном научно-исследовательском институте электрификации
сельского хозяйства (ВИЭСХ) были выполнены теоретические и
экспериментальные работы по ветродвигателям, разработаны вет-
родвигатели малой мощности для нужд сельского хозяйства цель-
нометаллической конструкции. В основном это были многолопастные
ветродвигатели диаметром 5 и 8 м (ТВ-5 и ТВ-8). Массовое произ-
водство ТВ-5 и ТВ-8 для подъема воды относится к 1936 г., когда в
различных областях было построено 1300 установок, укомплекто-
ванных поршневыми насосами. Они обеспечивали подъем воды, на-
чиная со скорости ветра 3 м/с, развивая напор до 80 м водяного
столба. Например, при напоре 20 м ТВ-5 давала производительность
1 м /ч при скорости ветра 3 м/с и 5 м3/ч при скорости ветра 8 м/с.
Ветронасосная установка на базе ветродвигателя ТВ-8 обеспечива-
ла по сравнению с ТВ-5 в 3-43,5 раза большую производительность.
Были разработаны также ветроэлектрические агрегаты ма-
лой мощности быстроходного типа с трехлопастным ветроколесом:
ЦВЭИ Д-8 и ВИМЭ ГУСМП Д-12. Последний ветроагрегат, укомплек-
тованный генератором мощностью 15 кВт, был установлен на 16
станциях Севморпути и показал высокую надежность в работе в ус-
5
ловиях штормовых ветров Севера. На обоих ветроагрегатах приме-
нено стабилизаторное регулирование частоты вращения ветроколе-
са, предложенное и исследованное проф. Г.Х. Сабининым [2].
Рис. 1.1. Балаклавская ВЭС мощностью 100 кВт
Большой интерес во многих странах вызвала разработанная
в ЦАГИ и построенная в 1931 г. в Крыму недалеко от г. Севастополя
первая в мире ветроэлектрическая станция мощностью 100 кВт, ра-
ботающая параллельно с местной энергосистемой [3]. Ветроэлек-
трический агрегат имел ветроколесо диаметром 30 м со стабилиза-
торным типом регулятора частоты и генератор асинхронного типа.
6
Станция успешно работала, но была разрушена во время войны в
1942 г. (рис. 1.1).
1.2. Применение ветродвигателей в сельском хозяйстве
в 1950-е годы
В послевоенный период научно-исследовательская и конструк-
торская деятельность в области ветроэнергетики возобновилась в
ЦАГИ, ВИЭСХ и ВИСХОМ. Был восстановлен и превышен дово-
енный уровень производства ветродвигателей, их выпускали 44 за-
вода. Максимальное производство их было достигнуто в 1955 г. -
9142 шт.
Рис. 1.2. Ветродвигатель ТВ-8 для подъема воды
и переработки кормов
Наибольшим спросом среди ветродвигателей с механиче-
ским приводом рабочих машин пользовался ветродвигатель ТВ-8,
7
который стал применяться не только для подъема воды, но и для
привода мельниц, переработки кормов (рис. 1.2). В середине 50-х
годов ветродвигателями были оборудованы 30% животноводческих
ферм в Краснодарском крае, более 50% механизированных колод-
цев в Омской области. На водоснабжение ферм в России в 7 облас-
тях в 1958 г. работали 2352 установки. В большинстве случаев вет-
родвигатели окупали себя за 1-2 года эксплуатации [4].
Одним из первых ветродвигателей быстроходного типа, по-
лучивших широкое распространение в сельском хозяйстве страны,
был ветродвигатель типа Д-12 с быстроходным трехлопастным вет-
роколесом диаметром 12 м. Их было выпущено около 1,5 тыс. шт.
С помощью Д-12 были механизированы трудоемкие процессы на жи-
вотноводческих фермах и осуществлялся подъем воды для ороше-
ния полей центробежными насосами. В зимний период ветродвига-
тель часто использовался для привода электрического генератора.
Был налажен также серийный выпуск зарядных ветроагрега-
тов ВЭ-2 мощностью 100 Вт. Их использовали для заряда аккумуля-
торных батарей и для питания радиоузлов в неэлектрифицирован-
ных сельских районах. В 1956 г. от них питалось 3 тыс. радиоузлов,
обслуживающих около 300 тыс. радиоточек [5].
В области сельской ветроэнергетики в это время работали
крупные ученые: Е М. Фатеев, В.Н. Андрианов, Я.И. Шефтер,
К.П. Вашкевич, М.О. Франкфурт, И.В. Рождественский и др.
В 1948 г. усилиями ряда организаций был создан ветродви-
гатель ВИМЭ Д-18 ГУСМП с трехлопастным ветроколесом и стаби-
лизаторным регулированием. Позднее были разработаны несколько
вариантов агрегата: с синхронным генератором мощностью 25 кВт; с
генератором постоянного тока мощностью 40 кВт; с вертикальной
трансмиссией для передачи вращения генератору, установленному
внизу на уровне земли.
В ВИЭСХ Я.И. Шефтером были выполнены теоретические и
экспериментальные работы по ветроагрегату Д-18, оснащенному
инерционным аккумулятором энергии, сглаживающим пульсации вы-
рабатываемой энергии. Рождественским И.В. была предложена и
исследована схема автономного использования Д-18 с синхронным
генератором для работы на несколько электронасосов, подключае-
мых поочередно в зависимости от развиваемой мощности ветродви-
гателя.
В ВИЭСХ и ЦАРИ были выполнены теоретические и экспери-
ментальные исследования параллельной работы ветроэлектри-
ческой станции (ВЭС) с дизель-электрической станцией (ДЭС) со-
измеримой мощности. В 1955 г. были проведены государственные
8
испытания нескольких экземпляров ВЭС Д-18 с ДЭС соизмеримой
мощности с положительным результатом. ВЭС с дизельным резер-
вом была рекомендована к серийному производству [6].
В связи с существенным увеличением работ по ветроэлек-
трическим станциям Постановлением Совмина СССР в 1954 г.
в г. Истра Московской области была создана Центральная научно-
исследовательская лаборатория ветродвигателей и ветроэлектриче-
ских станций (ЦНИЛВ) с конструкторским бюро и опытным производ-
ством. ЦНИЛВ по заказу Минсельхоза СССР разработала и в 1957 г.
построила в Целиноградской области в совхозе «Авангард» многоаг-
регатную ветро-дизельную электрическую станцию ВЭС-400,
имеющую в своем составе 12 ветроагрегатов Д-18Э с генераторами
постоянного тока мощностью 40 кВт, три машинных преобразователя
постоянного тока в переменный промышленной частоты. Ветроагре-
гаты через эти преобразователи при необходимости могли вклю-
чаться для параллельной работы с ДЭС мощностью 400 кВт.
Станция ВЭС-400 была сдана в эксплуатацию в 1958 г. и ра-
ботала до 1964 г., выработав 876286 кВтч электроэнергии. В от-
дельные месяцы доля энергии, производимой за счет энергии ветра,
достигала 55%.
В совхозе «Алтай» Алтайского края в 1963 г. была построена
и работала при ручном управлении трехагрегатная ВЭС для оазис-
ного орошения мощностью 100 кВт. Станция осуществляла подъем
воды с помощью четырех погружных электронасосов с глубины
40-?70 метров и ее накопление в двух открытых резервуарах общей
емкостью 22 тыс. м3 Вода использовалась для орошения участка
овощных культур площадью 40 га (рис. 1.3,а). Ветроагрегаты Д18-Э
работали параллельно друг с другом на постоянном токе. Использо-
вание дизельного резерва не предусматривалось. Для повышения
эффективности работы в 1966 г. станция ВЭС-100 была автомати-
зирована. С 1967 по 1972 г. станция работала в автоматическом ре-
жиме, обеспечивая работу одного, двух, трех или четырех насосов в
зависимости от скорости ветра и развиваемой мощности [7].
1.3. Разработки ВЭУ автономного использования
Строительство многоагрегатных ветроэлектрических стан-
ций не получило последующего продолжения. Не были реализованы
также проекты ВЭС мощностью 1000 кВт в одном агрегате. Работы в
этих направлениях прекратились в связи с тем, что в начале 1960-х
годов в СССР были приняты широкомасштабные планы электрифи-
кации сельского хозяйства за счет государственного строительства
сельских электрических сетей, подключаемых к энергосистемам.
9
Рис. 1.3. Алтайская ВЭС-100для оазисного орошения:
а - вид со стороны участка орошения;
б - вид со стороны резервуара воды
10
Вследствие новой энергетической политики ветродвигатели
стали терять свое прежнее значение для села. В 60-х годах серий-
ное производство ветродвигателей в стране было повсеместно пре-
кращено, резко сократились объемы научно-исследовательских ра-
бот по использованию энергии ветра. Ветроэнергетическая тематика
сохранилась только в ВИЭСХ и в Истринском филиале ВНИИЭМ.
Задачей ветроэнергетики на новом этапе осталось обеспечение
энергией объектов сельскохозяйственного значения, не подключае-
мых к электрическим сетям. Это малонаселенные районы Крайнего
Севера и Дальнего Востока, отгонные пастбища Поволжья, Сибири,
Казахстана, Туркмении и других республик.
В связи с преимущественным применением ВЭУ для водо-
снабжения на отдаленных объектах особую роль стали играть проч-
ностные свойства ветродвигателей, их способность работать без
ежедневного обслуживания и выдерживать воздействие штормовых
ветров. Недостаточная прочность тихоходных ветроустановок для
условий эксплуатации на пастбищах привела к тому, что в после-
дующие годы, особенно после утверждения техническим советом
Минсельхоза СССР технических требований на установки для подъ-
ема воды на пастбищах, основное внимание разработчиков было
сосредоточено на создании установок быстроходного типа с двумя
или тремя лопастями.
В 1960-1970 гг. в ВИЭСХ и в филиале ВНИИЭМ были разра-
ботаны новые водоподъемные ветроустановки для отгонных паст-
бищ: «Ветерок», «Чайка», «Беркут», ВБ-3, ВБЛ-3 и др. В 1972 - 1975
гг. опытные партии этих ветроустановок были изготовлены заводами
Россельхозтехники и Минэлектротехпрома. Результаты хозяйствен-
ной эксплуатации 370 ветроагрегатов в 10 регионах страны выявили
наряду с отдельными конструктивными и производственными де-
фектами основное упущение - отсутствие системы технического об-
служивания и гарантийного ремонта ветроагрегатов заводами изго-
товителями. В результате ветроагрегаты работали на водопойных
пунктах отгонных пастбищ практически без обслуживания, до перво-
го отказа в работе. Ремонт их был затруднен из-за отсутствия спе-
циалистов и запасных частей, а также из-за отдаленности
объектов [8].
С 1968 по 1975 гг. в филиале ВНИИЭМ были разработаны
новые ветроэлектрические агрегаты мощностью от 1 до 30 кВт,
предназначенные для автономного применения в сельском хозяйст-
ве. Разработка проводилась с учетом зоотехнических требований
ВИЭСХ для ветроагрегатов сельскохозяйственного назначения. Под
руководством проф. И.Д. Урусова были разработаны специальные
11
бесконтактные генераторы мощностью от 1 до 30 кВт. Ветроагрегаты
мощностью 2-ь4 кВт и 8-И 6 кВт успешно выдержали государственные
испытания и были рекомендованы к серийному производству.
Наиболее удачной оказалась конструкция двухлопастного
ветроагрегата АВЭУ-6 (рис. 1.4) с диаметром ветроколеса 6 м, раз-
работанная под руководством к.т.н. Федотова В.Е. [9]. Главное дос-
тоинство этого ветроагрегата - надежность и устойчивость в работе,
высокое качество центробежно-аэродинамического регулятора час-
тоты вращения ветроколеса. Длительные испытания АВЭУ-6 на
Мархотской испытательной базе (район г. Новороссийска) показали,
что даже при скорости ветра 40 м/с частота тока генератора четко
ограничивается верхним пределом 52,5 Гц.
В 1976 г. при Минводхозе СССР в г. Истра было создано
НПО «Ветроэн» с задачами реализации созданного в филиале
ВНИИЭМ конструкторского задела, организации серийного произ-
водства ветроагрегатов и их внедрения в народное хозяйство: раз-
работки проектов привязки, монтажа и наладки, технического обслу-
живания и ремонта.
В г. Астрахань на заводе «Ветроэнергомаш» с 1979 г. было
налажено серийное производство ветроагрегатов АВЭУ-6. Объем их
годового производства в 80-е годы составлял 400-500 шт. Внедрение
ветроустановок в регионах производилось с помощью персонала
12 опорных пунктов НПО «Ветроэн», организованных в большинстве
республик СССР. НПО «Ветроэн» освоило также серийное произ-
водство зарядных ветроагрегатов мощностью 100-^250 Вт и водо-
подъемных ветроагрегатов механического типа производительно-
стью до 1 м3/ч.
В народное хозяйство в 1980-е годы поступило более 10 тыс.
ветроустановок.
Ветроустановки мощностью 16 кВт выпускались на двух за-
водах опытными партиями. Основной причиной задержки серийного
производства АВЭУ-12 явилось отсутствие специализированного
производства лопастей ветроколес. Ранее предполагалось, что для
АВЭУ-12 и АВЭУ-18 будут использованы отслужившие летный ре-
сурс вертолетные лопасти. Однако этот вариант не получил офици-
ального согласования. Заводы-изготовители лопастей не дали га-
рантии на их использование в составе ветроагрегатов.
Наибольших успехов НПО «Ветроэн» добилось в разработке
эффективно работающих ветроустановок различного назначения,
построенных на базе АВЭУ-6 без использования электрического ак-
кумулирования энергии. Водоподъемная ветроэлектрическая уста-
12
Рис. 1.4. Ветроэлектрический агрегат АВЭУ6-4 на водопойном пункте
новка, построен ая на базе АВЭУ-6, предусматривала возможность
применения трех различных типов электронасосов: центробежного
погружного ВЭЦВ6-4-40; винтового электронасоса 1ВЭ-20/3; центро-
бежного электронасоса консольного типа КМ-8/18. Водоподъемные
ветроустановки при необходимости комплектовались устройством
автоматического управления работой как по уровню воды в резерв-
ной емкости, так и по уровню воды в водоисточнике. Расчет эконо-
мической эффективности применения ветроустановки по сравнению
13
с базовым вариантом, в котором электропитание производится от
дизель-электрического агрегата 2Э-4У2, показал, что применение
установки с насосом КМ-8/18 экономически выгодно в районах сс
среднегодовой скоростью ветра выше 4 м/с. С насосами других ти-
пов положительный экономический эффект достигался в районах со
средними скоростями ветра выше 5 м/с. В зависимости от ветровых
условий и применяемого типа насоса годовая экономия топлива
при использовании одной ветроустановки колебалась от 1,2
до 3,0 т [8].
Разработанная в НПО «Ветроэн» для применения в сельском
хозяйстве ветроэнергетическая опреснительная установка УВЭО-0,5
рассчитана на работу в широком диапазоне изменения напряжения и
частоты тока генератора. Установка предназначена для опреснения
солоноватых вод с солесодержанием до 6 г/л и имеет номинальную
производительность 0,5 м3/ч, достигаемую при скорости ветра 8 м/с.
Среднесуточная производительность установки при скорости
ветра 5 м/с составила по результатам хозяйственных испытаний
4 м3 [8]. По заказу Управления навигации Минморфлота была разра-
ботана также модификация опреснительной установки ОВЭУ-75,
выполненная по аналогичной схеме, но способная опреснять мор-
скую воду. Опыт эксплуатации трех установок ОВЭУ-75 на островах
Каспийского моря, где они применялись для питьевого водоснабже-
ния обслуживающего персонала маяков, дал положительные резуль-
таты.
В 1980 г. по заказу института «Средволгогипроводхоз» на
головном участке Красноармейского группового водопровода в
Куйбышевской области была построена и испытана система катод-
ной защиты магистрального водопровода с применением ветроагре-
гата АВЭУ-6. Ведомственные испытания опытного образца системы
дали положительные результаты. Комбинированная система защиты
была рекомендована к опытно-промышленному внедрению на Ики-
Бурульском водопроводе (Калмыцкая АССР) с применением 17 вет-
роагрегатов [10].
Положительный опыт эксплуатации ветроагрегатов АВЭУ-6 в
течение 10 лет работы получен на советской антарктической стан-
ции Новолазаревская. Вырабатываемая энергия там использовалась
для отопления жилых помещений полярников. В разные годы там
работали 6-8 ветроагрегатов, обеспечивая годовую экономию жид-
кого топлива порядка 4 т в расчете на один ветроагрегат.
В Эстонии в конце 80-х годов на острове Сааремаа на терри-
тории рыбокоптильного завода были установлены 64 ветроагрегата
АВЭУ-6-4 для обеспечения потребности завода в горячей воде.
14
Проведенная в 1990 г. на территории РСФСР ведомственная
проверка использования ветроагрегатов АВЭУ-6 в сельском хозяйст-
ве показала, что в эксплуатации находились более 2000 ветроагре-
гатов Наибольшее число положительных отзывов о работе получе-
но от потребителей, использующих ветроагрегаты на водопойных
пунктах круглогодичного содержания как для подъема воды, так и
для выработки тепла.
1.4. Состояние ветроэнергетики после распада СССР
В 80-е годы работы по ветроэнергетике проводились в соот-
ветствии с государственным планом развития науки и техники по
проблеме «Создание и внедрение солнечных, геотермальных и вет-
ровых установок для производства тепла и электрической энергии».
В 1989 г. была подготовлена комплексная программа освое-
ния нетрадиционных источников энергии. Программа предусматри-
вала к 1995 г. ввод объектов нетрадиционной энергетики мощностью
1200 МВт и получение тепловой энергии 120 млн. ГДж [11].
Вследствие распада СССР указанная программа не была
выполнена. В 1991-1993 гг. финансирование ОКР по возобновляе-
мым источникам энергии было выделено ряду конверсных предпри-
ятий, в том числе Рыбинскому заводу приборостроения, разрабо-
тавшему и освоившему промышленный выпуск ветроэлектрических
установок (ВЭУ) мощностью 160 Вт, 0,5 и 8 кВт. Заводы Санкт-
Петербурга «Электроприбор» и «Азимут» организовали производст-
во ВЭУ мощностью 100, 200 и 600 Вт. МКВ «Радуга» в течение ряда
лет разрабатывало и изготавливало экспериментальные образцы
ВЭУ мощностью 2, 8, 16, 25, 250 кВт и 1000 кВт в одном агрегате. К
сожалению, высокая себестоимость изделий МКБ «Радуга» препят-
ствовала реализации ВЭУ в сельском хозяйстве.
Провозглашенная в 1995 г. Минтопэнерго РФ новая энерге-
тическая политика ориентирована на рост добычи нефти, газа и угля.
На долю возобновляемых источников энергии за 10-летний период
прогнозируется не более 1 % вырабатываемой энергии [12]. Про-
грамма не учитывает новых тенденций развития мировой энергетики
с акцентом на всемерное использование возобновляемых источни-
ков энергии и резкое снижение потребления топливно-
энергетических ресурсов, расходование которых в прежних и тем
более в возрастающих объемах опасно для будущего существова-
ния человечества. Известно, что уже в 1994 г. в Канаде, Австрии,
Швеции, Швейцарии производство электроэнергии от возобновляе-
мых источников уже превысило 25 %, а в Норвегии - 50 % от общего
15
производства энергии и поставлена цель полного перевода энерге
тики ряда скандинавских стран на возобновляемые источники энер
гии, в состав которых причислены и гидроэлектрические станции.
Новая энергетическая политика предусматривает неограни
ченное использование природного топлива на длительную перепек
тиву без подстраховки топливной энергетики мероприятиями п(
развитию технологии использования возобновляемых источнико|
энергии. Следствием такой энергетической политики также явилось
резкое сокращение государственного финансирования развития во.
зобновляемых источников энергии. В результате сложившихся уело,
вий прекратило свое существование головное предприятие по вег
роэнергетике - НПО «Ветроэн».
В связи с резким сокращением научно-исследовательских v
опытно-конструкторских работ по ветроэнергетике, ранее выполняе-
мых ВИЭСХ и НПО «Ветроэн», работы по сельской ветроэнерге-
тике в течение ряда лет ограничивались мероприятиями междуна-
родного сотрудничества с Данией и США в рамках реализации По-
становления правительства РФ от 28 августа 1997 г. по программе
энергообеспечения районов Крайнего Севера и Дальнего Востока за
счет возобновляемых источников энергии. В соответствии с имею-
щимися договоренностями для России правительство США выдели-;
ло 1,78 млн. долларов на закупку у американских производителей Ю
ВЭУ мощностью по 1,5 кВт и 30 ВЭУ мощностью по 10 кВт. Проект-
ные работы по использованию ВЭУ были поручены «Интерсолар-
центру» (Россия) и Национальной лаборатории по возобновляемой,
энергии (США) [13]. Строительство указанных ВЭУ, снабженных вы-
прямителем, аккумуляторами и инверторами, в условиях Крайнего
Севера проходило с большими трудностями доставки ВЭУ, строи-
тельных материалов и машин на конкретные объекты Крайнего Се-
вера и недостатком финансирования у местных администраций для’
ввода в действие и эксплуатации ВЭУ.
1.5. Перспективы развития сельской ветроэнергетики
В зоне децентрализованного энергоснабжения России в на-
стоящее время проживает около 10 млн. человек, в том числе на
Крайнем Севере - 2,5 млн. человек. Районы децентрализованного
электроснабжения распространены также на Дальнем Востоке, в Си-
бири, на Алтае, в Поволжье и на Северном Кавказе.
В этих районах электроэнергия используется в жилых посел-
ках, на животноводческих фермах, на водопойных пунктах, в жилых
домах фермеров и животноводов. Большая часть потребляемой
энергии расходуется на бытовые нужды населения, на производство
низкопотенциального тепла.
В настоящее время электроснабжение в указанных зонах
производится за счет использования ДЭС различной мощности (от 8
530 кВт) и в меньшей мере от бензоэлектрических агрегатов. В
r-вязи с возросшими трудностями доставки топлива ставится задача
резкого увеличения использования на Крайнем Севере и Дальнем
Востоке средств возобновляемой энергетики [14]. Реальное решение
этой задачи возможно за счет ветроэнергетики, поскольку все аркти-
ческое побережье и Дальний Восток по ветровым условиям являют-
ся районами перспективного использования энергии ветра.
Сокращения потребления топлива можно достигнуть за счет
совместного использования ДЭС и ВЭС. Обобщение результатов
эксплуатации действующих ВЭС за рубежом показывает, что реали-
зация параллельной работы ВЭС и ДСЭ позволяет получить эконо-
мию топлива, но, к сожалению, в недостаточно весомых размерах.
На практике экономия редко превышает 10 %. Причиной являются
пока не преодоленные технические препятствия увеличению доли
участия ВЭС в составе ветродизельных станций (ВДС) выше 20 %.
Для электроснабжения сельскохозяйственных объектов ма-
лой мощности (до 304-60 кВт) целесообразно использовать раздель-
ную работу ВЭС и ДЭС. В районах с благоприятными ветровыми ус-
ловиями раздельная работа ВЭС и ДЭС позволяет сократить расход
дизельного топлива в два раза [15]. В ближайшие годы следует ожи-
дать резкого повышения спроса на ветроэлектрические агрегаты ма-
лой мощности. В ряде регионов страны (в Архангельской и Камчат-
ской областях и др.) уже разработаны проекты строительства ряда
ВДС общей мощностью в несколько десятков МВт.
Возможность резкого увеличения ветроэнергетических мощ-
ностей в стране зависит от государственной поддержки использова-
ния возобновляемых источников энергии и введения льгот для про-
изводителей и потребителей техники, реализующих использование
возобновляемых источников энергии.
16
Глава 2. ХАРАКТЕРИСТИКИ И УСТРОЙСТВО
КРЫЛЬЧАТЫХ ВЕТРОДВИГАТЕЛЕЙ
2.L Принцип работы крыльчатых ветродвигателей
Известны различные типы ветродвигателей, в том числе pi
торные, карусельные, барабанные и др. Однако в большинстЕ
стран широкое применение получили только горизонтально-осевь
крыльчатые ветродвигатели. Основным рабочим органом таких ве-
родвигателей является ветроколесо с лопастями, расположенным
по радиусам под некоторым углом к плоскости вращения. Число лс
пастей может быть различным, но для ветроэлектрических агрегате
преимущественное применение получили трех- и двухлопастны
ветроколеса. Отдельные фирмы (Германия, Италия) разработали^
освоили производство однолопастных ветроагрегатов различно)
мощности, но массового применения они до сих пор не получили. (
В современных ветродвигателях применяются лопасти
имеющие специальный аэродинамический профиль, обеспечивав
щий высокий коэффициент использования энергии ветра. j
Принцип работы крыльчатого ветродвигателя поясняет пла{
скоростей воздушного потока, набегающего на элемент лопасти, I
действующих сил (рис. 2.1). Ветер перед ветроколесом подходит |
лопасти со скоростью V. Вследствие вращения ветроколеса в плос
кости у-у элемент лопасти встречает воздушный поток со скорость^
(oR. Скорости V и coR, слагаясь геометрически, дают результирук^
щую скорость W, с которой воздушный поток набегает на элемент
лопасти под углом атаки а относительно хорды лопасти. Скорость W;
называемая относительной, вызывает силу Q, которую можно раз-
ложить на подъемную силу Y и силу сопротивления X, которая уве-
личивает лобовое давление Рл и создает составляющую сопротив-
ления вращению X’. Составляющая силы Y’, действующая по оси
у-у, обеспечивает вращение ветроколеса. Угол между хордой лопа-
сти и осью у-у в плоскости вращения называют углом заклинения и
обозначают буквой ср.
Из результатов продувок моделей ветроколес в аэродинами-
ческих трубах известно, что подъемная сила лопасти имеет наи-
18
У
Рис. 2.1. План скоростей и сил, действующих на элемент лопасти
большую величину при малых углах атаки а, равных 2-8°. Прямая
лопасть, имеющая постоянный угол заклинения <р вследствие разных
значений окружной скорости, имеет угол атаки а, изменяющийся по
длине лопасти в широких пределах (рис. 2.2). Для того чтобы иметь
угол атаки на заданном уровне по всей длине лопасти, необходимо
увеличивать угол заклинения <р каждого сечения по мере приближе-
ние его к оси вращения ветроколеса. В этом случае можно добиться
того, что поток будет набегать на лопасть по всей ее длине
с постоянным, наиболее выгодным углом атаки а. Выполненная та-
19
Рис. 2.2. План скоростей воздушного потока, набегающего
на прямую лопасть
ким образом лопасть будет иметь переменный по длине лопасти
угол заклинения ip и винтообразную форму, которая является аэро-
динамически наиболее совершенной.
2.2. Аэродинамические характеристики ветроколес
Аэродинамическая характеристика ветроколеса - это экспе-
риментальная или расчетная зависимость величины развиваемого
крутящего момента ветроколеса в функции быстроходности ветро-
колеса Z, определяемой как отношение величины окружной скорости
конца лопасти радиусом R к действующему значению скорости
ветра V:
20
z = —
V
По вертикальной оси графика аэродинамической характери-
стики откладываются значения крутящего момента ветроколеса в
относительных величинах М:
—
М=—--------
nRpV2
где М - развиваемый ветроколесом крутящий момент, кгм;
р - плотность воздуха.
Из приведенной формулы следует, что:
М-Мл!^^—.
2
Коэффициент использования энергии ветра Е, определяется
как отношение развиваемой ветроколесом мощности к мощности
ветрового потока:
— з pV2
MnR -----ГУ 77 „
Mat 2 Mo)R
D,pV^ ^pv2 V
nR~ --- nR --------
2 2
Таким образом, коэффициент использования энергии ветра
определяется как произведение координат аэродинамической харак-
теристики ветроколеса.
На рис. 2.3 в качестве примера приведена аэродинамическая
характеристика трехлопастного ветроколеса [16], выполненного с
переменным значением угла заклинения гр по длине лопасти. Благо-
даря этому коэффициент использования энергии ветра Е, данного
ветроколеса достигает весьма высокого уровня - 0,46.
Аэродинамическая характеристика позволяет определить
следующие важные параметры ветроколеса:
ZH - нормальная быстроходность ветроколеса, при которой Е,
является максимальным. ZH находится на горизонтальной оси харак-
теристики против вершины кривой
Ми— нормальный относительный крутящий момент (на пе-
ресечении кривой Мс вертикалью, проходящей через ZH);
21
Рис. 2.3. Аэродинамическая характеристика трехлопастного
ветроколеса
Мо - начальный относительный момент или момент трога-
ния ветроколеса при Z--0;
Zo - синхронная быстроходность, при которой относительный
момент М- 0.
Так как аэродинамическая характеристика построена в отно-
сительных единицах, то она может использоваться для ветроколес
разных размеров, если у них соблюдено геометрическое подобие, а
также углы заклинения лопастей соответственно равны и профили
лопастей по всем сечениям подобны.
В результате теоретических и экспериментальных исследо-
ваний, выполненных различными авторами, можно сделать следую-
щие выводы:
22
• чем больше число лопастей, их ширина и угол заклинения, тем
ниже быстроходность ветроколеса Zo и выше Мо;
• у быстроходных ветроколес величина Мп в несколько раз мень-
ше 7И„, а синхронная быстроходность Zo в 2-2,5 раза выше ZH;
• мощность ветроколеса при прочих равных условиях мало зависит
от числа лопастей, основное влияние на мощность оказывают
диаметр ветроколеса, профиль лопастей, правильный выбор уг-
лов заклинения.
2.3. Устройство ветродвигателей
В состав ветродвигателя входят следующие основные части:
ветроколесо, головка, устройство ориентации ветроколеса на ветер,
башня или опорная мачта.
Ветроколесо - это часть, которая воспринимает ветровой
поток и преобразует энергию ветра в механическую энергию вра-
щающегося ветроколеса.
Устройство ориентации ветроколеса обеспечивает ав-
томатический установ ветроколеса по направлению ветра для эф-
фективной работы ветродвигателя.
Головка ветродвигателя содержит опорную конструкцию, в
которой устанавливается вал ветроколеса, мультипликатор, генера-
тор, органы управления и тормоз.
Устройство ограничения частоты вращения ветроколеса и
защиты ветроколеса от действия штормовых ветров.
Башня или мачта служит для размещения головки с вет-
роколесом и устройства ориентации ветроколеса на ветер на неко-
торой высоте относительно уровня земли, что необходимо для про-
изводительной работы ветродвигателя и соблюдения требований
техники безопасности.
Каждый ветродвигатель должен также иметь тормозное уст-
ройство, обеспечивающее надежный останов работающего ветро-
двигателя дистанционным или ручным способом.
2.3.1. Ветроколесо
Ветроколесо содержит лопасти, которые закрепляются в сту-
пице ветроколеса.
На рис. 2.4 представлен пример конструкции цельнометал-
лической лопасти ветроагрегата “Беркут” (ВИЭСХ). Ветроколесо аг-
23
регата имеет две таких лопасти, установленные в ступице, закреп-
ляемой на валу мультипликатора, размещенного в головке.
Из рис. 2.4 следует, что лопасть состоит из лонжерона 1, ма-
ха 2, нервюры 3, обшивки 4, обтекателя 5. Обшивка крепится к лон-
жерону и маху большими заклепками. Лонжерон переменного сече-
ния размещается по всей длине лопасти и на большей ее части
скрепляется с обшивкой малыми заклепками, которые соединяют
вместе два сходящихся конца обшивки по всей длине лопасти и на
торцах.
Рис. 2.4. Конструкция металлической лопасти быстроходного
агрегата Д-4:
1 - лонжерон; 2 - мах; 3 - нервюра; 4 - обшивка; 5 - обтекатель
В настоящее время конструкции лопастей стали более раз-
нообразными, что связано с появлением новых конструкционных ма-
териалов. Фирма “Bergey” (США), например, применила лопасти, вы-
полненные из цельного фибергласа. По-прежнему популярны дере-
вянные лопасти, но с фибергласовым покрытием. В [17] предлагает-
ся конструкция лопасти, выполненная с обшивкой из фибергласа с
внутренней полостью, в которой устанавливается коробчатый лон-
жерон переменного сечения, а полость лопасти выполняется сото-
вой конструкции либо заполняется пенным наполнителем (рис. 2.5).
В НПО “Ветроэн” в ветроустановке ВБ-3 (разработчик
И.А. Бабинцев) и в НПФ “Ветэн” в ветроустановке “Шексна-1” (разра-
ботчик С.А. Никонов) применены лопасти, выполненные из экстру-
24
древесина древесина наполнитель
а б
Коробчатый Сотовая
лонжерон конструкция
Лопасть из экструдиро-
ванного алюминия, полая
г
Рис. 2.5. Применяемые конструкции лопастей:
а - деревянная с оболочкой из фибергласа; б - деревянная частично
с наполнителем и оболочкой из фибергласа; в - фибергласовая обо-
лочка с лонжероном и сотовым наполнителем; г - лопасть алюминие-
вая полая для роторов Дарье
дированного алюминия [22]. Лопасти из экструдированного алюми-
ния с полостью за рубежом используются в конструкции вертикаль-
но-осевых роторов Дарье различной мощности [17].
2.3.2. Устройства ориентации ветроколеса
по направлению ветра
Ориентация ветроколеса по направлению ветра с помощью
хвоста для ветродвигателей малой мощности является наиболее
распространенным способом. Хвост состоит из двух частей: уста-
новленной позади головки 1 фермы хвоста 2 (рис. 2.6,а) и верти-
25
кальной поверхности, называемой оперением хвоста 3, закрепляе-
мым на внешнем конце фермы параллельно оси вращения ветроко-
леса. Длину фермы хвоста и площадь оперения выбирают с таким
расчетом, чтобы при отклонении направления ветра на угол 10-20°
относительно оси вращения ветроколеса хвост мог бы повернуть
головку с ветроколесом в соответствии с новым направлением.
Рис. 2.6. Типы ветродвигателей:
а - с хвостом: 1- головка; 2 - ферма хвоста; 3 - оперение хвоста;
б - самоустанов по потоку (за башней)
Другой способ ориентации предусматривает расположение
ветроколеса за башней (по потоку) (рис. 2.6,6) и предполагает уве-
личенный вынос ветроколеса относительно мачты для повышения
чувствительности ориентирования.
Широкое распространение получил способ установа ветроко-
леса 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. Кинематическую
связь механизмов ориентации на ветер ветроагрегата АВЭУ6-4 по-
ясняет рис. 2.7.
Корпус 1 червячного редуктора, на котором закрепляется го-
ловка ветроагрегата, может поворачиваться относительно мачты
26
Рис. 2.7. Опорное устройство агрегата АВЭУ6-4:
1 - корпус; 2 - радиально-упорный подшипник; 3 - червячное колесо;
4 - труба; 5 — втулка; 6 — резиновая манжета; 7 - крышка червячного
редуктора; 8 - вспомогательный червяк; 9 - вал виндрозы;
10 - основной червяк
благодаря подшипнику 2. Червячное колесо 3 жестко закрепляется к
фланцу неподвижной мачты. Труба 4, закрепленная к корпусу 1,
служит дополнительной опорой, устраняющей люфты корпуса 1 от-
носительно мачты с помощью втулки 5. Виндрозное колесо устанав-
ливается на валу 9 червяка 10. При работе виндрозы червяк 10 при-
водит во вращение вспомогательный червяк 8, который обкатывает-
ся вокруг неподвижного червячного колеса 3, обеспечивая поворот
корпуса 1 и закрепленной на нем головки ветроаграта.
При нарушении ориентации рабочего колеса по ветру винд-
роза начинает работать автоматически и прекращает вращение
только при точном установе рабочего ветроколеса по направлению
ветра.
Общее передаточное отношение двухступенчатого червячно-
го редуктора ветроагрегата АВЭУ6-4 составляет / = 2635, что обес-
27
печивает высокую чувствительность системы ориентации к измене-
ниям направления ветра.
2.3.3. Устройства ограничения частоты вращения
ветроколеса
Имеются два основных способа ограничения частоты враще-
ния ветроколеса и защиты от действия ветров штормовой силы.
Первый способ реализует вывод головки ветродвигателя с ветроко-
лесом из-под действия ветра, а второй заключается в использовании
устройств автоматического изменения углов заклинения лопастей ср
в зависимости от величины развиваемых оборотов.
Первый способ иллюстрирует рис. 2.8. Ветроколесо устанав-
ливается относительно опорной мачты ветродвигателя с эксцентри-
ситетом “а”. Силы лобового давления на ветроколесо, действующие
на плече “а”, создают момент относительно вертикальной оси и по-
Рис. 2.8. Схема регулирования за счет эксцентриситета
28
ворачивают головку, выводя ветроколесо из-под ветра. В первона-
чальное положение головка с ветроколесом возвращается пружиной.
До начала регулирования (при скоростях ветра, при которых ограни-
чение частоты вращения не требуется) головка с ветроколесом на-
ходится в положении I. При буревых скоростях ветра головка с вет-
роколесом переходит в положение III, и ветроколесо останавливает-
ся. При промежуточных скоростях ветра частота вращения автома-
тически ограничивается за счет косого обдува ветроколеса (положе-
ние II).
Этот способ применим не только для многолопастных ветро-
двигателей. В частности, он применяется и для трехлопастных
ветроагрегатов фирмы “Bergey” мощностью 1,5 и 10 кВт.
Представленная на рис. 2.9 конструкция ветроэлектрических
агрегатов А.С. Добросердова и П.В. Пылкова, работавших в ЦНИЛВ,
имеет систему, при которой все ветроколесо выводится из-под вет-
ра, причем вывод осуществляется за счет поворота головки с ветро-
Рис. 2.9. Способ регулирования А.С. Добросердова и П.В. Пылкова для
малых ветроэлектрических агрегатов:
1 - ветроколесо; 2 - генератор; 3 - тяга; 4 - рычаг;
5 - подшипники; 6 - упор
29
колесом вверх [18]. Быстроходное двухлопастное ветроколесо 1 ук-
реплено непосредственно на валу генератора 2. Генератор на тяге 3
шарнирно связан с рычагом 4. При увеличении скорости ветра лобо-
вое давление на ветроколесо возрастает, и оно отклоняется на неко-
торый угол вверх. Это положение показано на рисунке пунктиром.
При больших скоростях ветра ветроколесо занимает положение,
близкое к горизонтальному, при этом частота вращения ветроколеса
резко замедляется.
Этот принцип ограничения частоты вращения имеет много
разновидностей, одну из которых использует ЦНИИ “Электроприбор”
в конструкции серийно выпускаемой установки мощностью 0,5 кВт.
Однако наибольшее распространение получили ветроэлек-
трические установки с регулированием частоты вращения поворотом
лопасти относительно продольной оси под действием центробежно-
го регулятора. Одним из первых ветроэлектрических агрегатов, по-
лучивших широкое распространение в СССР, был агрегат ВЭ-2,
спроектированный в ЦАГИ под руководством профессора Г.Х. Саби-
нина [18]. На рис. 2.10 показано устройство этого агрегата. Регу-
Рис. 2.10. Механизм регулятора частоты вращения
вез роагрегата ВЭ-2:
1 - центробежные грузы, 2 - державка, 3 - пальцы, 4 - пружина
30
лятор частоты вращения содержит только одну пружину. Пуск и ос-
танов ветроагрегата производится при отпускании или натяжении
троса с приводом у основания мачты. Пуск производится на холо-
стом ходу при скорости ветра около 5 м/с. Первоначальный угол, со-
ответствующий режиму пуска, приемлем и для производительной
работы. При увеличении скорости ветра более 8 м/с, когда достига-
ется номинальная мощность 100 Вт и частота вращения начинает
превышать номинальный уровень, усилие от центральных грузов,
превысив предварительное сжатие пружины 4, начинает ее сжимать,
увеличивая угол заклинения лопастей так, что частота вращения
снижается до уровня, близкого к номинальному значению. При ско-
ростях ветра до 8 м/с частота вращения определяется не действием
регулятора, а равновесием между мощностью, развиваемой ветро-
колесом, и мощностью, потребляемой генератором. Частота враще-
ния будет тем меньше, чем ниже скорость ветра.
В НПО “Ветроэн” конструкции регуляторов частоты были усо-
вершенствованы. На рис. 2.11 поясняется устройство и работа меха-
низма регулирования ветроколеса ветроагрегата ВБ-3, разработан-
ного под руководством И.А. Бабинцева.
Рис. 2.11. Конструкция и положения механизма регулирования ветро-
колеса агрегата ВБ-ЗТ: I — пусковое; II - рабочее; III - при регулирова-
нии; 1 - лопасзъ; 2 — мах; 3 - груз; 4 — клин; 5 - подшипники; 6 — втул-
ка; 7 - муфта; 8 - упорная гайка; 9 - направляющая втулка; 10 - пус-
ковая пружина; 11 - основная пружина; 12 - поводок;
13 — стяжная регулировочная гайка
31
Механизм регулирования двухлопастного ветроколеса ВБ-ЗТ
состоит из двух центрально расположенных пружин 10 и 11, центро-
бежных грузов 3, направляющей втулки 9, стяжных регулируемых
гаек 13 и поводков 12. Грузы 3 связаны с поворотными лопастями 1 и
через поводки и гайки с муфтой 7 регулятора. При сжатии пусковой
пружины 10 муфта 7 скользит по втулке 9, а при сжатии основной
пружины 11 перемещается вместе со втулкой.
В исходном положении, когда ветроколесо неподвижно, муф-
та 7 пружинами прижата к гайке 8 на конце стержня регулятора, и
лопасти занимают пусковое положение I (рис. 2.11), т.е. установлены
под большим пусковым углом (25°), облегчающим запуск при малых
скоростях ветра.
По мере увеличения частоты вращения ветроколеса центро-
бежные силы грузов, преодолевая сопротивление малой пружины,
перемещают муфту регулятора и поворачивают лопасти в рабочее
положение II, при котором угол заклинения равен +5°. При дальней-
шем увеличении частоты вращения центробежные силы грузов сжи-
мают основную пружину, поворачивая лопасти в сторону уменьше-
ния углов заклинения. Благодаря этому вращающий момент ветро-
колеса и частота вращения не превышают допустимых значений.
При высоких скоростях ветра в режиме регулирования углы
заклинения лопастей становятся отрицательными, достигая - 6° (по-
ложение Н). При снижении скорости ветра и частоты вращения ос-
новная пружина возвращает лопасти в первоначальное рабочее по-
ложение, а когда ветроколесо снижает частоту вращения почти до
останова, малая пружина возвращает лопасти в исходное пусковое
положение.
2.3.4. Тормозные и токосъемные устройства,
генераторы
Ветродвигатели с поворотными лопастями, например ветро-
агрегат АВЭУ6-4, можно остановить вручную рукояткой, имеющей
два положения: пуск и тормоз. В первом положении трос должен
быть расслаблен, а в режиме останова трос натягивается, преодо-
левая натяжение рабочей пружины, и переводит лопасти на отрица-
тельные углы заклинения. В результате ветроагрегат останавлива-
ется. Этот вид тормоза называют аэродинамическим.
На многих типах ветродвигателей мощностью более 10 кВт
дополнительно устанавливают дисковый тормоз, который размеща-
ют на главном валу ветроколеса либо на выходном валу мультипли-
катора.
Ветродвигатели, у которых ориентация ветроколеса по на-
правлению ветра производится с помощью хвоста, используют его и
32
для останова ветроколеса, для чего выводят хвост из-под ветра с
помощью лебедки останова.
Ветроэлектрические агрегаты с магнитоэлектрическими гене-
раторами легко могут быть остановлены, если их выводы замкнуть
на небольшое сопротивление. Такой метод, в частности, рекоменду-
ется для ветроагрегатов BWC-10.
Все современные генераторы, применяемые в ветроэнерге-
тике, можно подразделить на три основных типа. Наиболее популяр-
ны для ВЭУ автономного назначения магнитоэлектрические генера-
торы. Их используют и для самых малых ветроагрегатов -
10-50 Вт и для ВЭУ мощностью более 10 кВт. Их преимуществом
является отсутствие необходимости в организации возбуждения ге-
нератора, а недостатком - высокая стоимость. В ряде случаев не-
достатком считают также излишне “мягкую” характеристику напряже-
ния генератора: на холостом ходу напряжение примерно в два раза
превышает номинальное значение. Поэтому такие фирмы, как LMW
и “Bergey”, запрещают отключать аккумуляторные батареи от вы-
прямителя, чтобы не подвергать тиристорный выпрямитель воздей-
ствию высокого напряжения холостого хода.
Главное достоинство магнитоэлектрических генераторов со-
стоит в том, что они позволяют создавать многополюсные системы,
работающие при низких оборотах, что дает возможность отказаться
от использования мультипликаторов.
Синхронные бесконтактные генераторы с регулируемым воз-
буждением также широко применяются в автономных ветроэлектри-
ческих установках. Асинхронные генераторы применяются главным
образом в ветроустановках, предназначенных для параллельной
работы с сетью. В автономных ВЭУ асинхронные генераторы ис-
пользуются редко.
Токосъемные устройства необходимы для того, чтобы пере-
давать электроэнергию, вырабатываемую генератором, установлен-
ным на подвижной головке ветроагрегата, на кабель, закрепленный
на мачте ветроагрегата. Однако в связи с тем, что надежность токо-
съемных устройств не всегда бывает высокой, многие производите-
ли предпочитают обходиться без использования токосъемников, при
этом гибкий кабель от генератора прокладывается внутри мачты с
возможностью контроля числа оборотов его закрутки и предусматри-
вается его раскрутка при выполнении технических осмотров.
33
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ РАЦИОНАЛЬНОГО
АГРЕГАТИРОВАНИЯ АВТОНОМНЫХ ВЭУ
Современная ветроэлектрическая установка автономного ис-
пользования состоит из быстроходного ветродвигателя, преобра-
зующего кинетическую энергию ветрового потока в механическую,
электрического генератора, приемников электрической энергии, сис-
темы автоматического управления и защиты.
Специфической особенностью ветроэлектрического агрегата
является непостоянство во времени развиваемой мощности. Расчет-
ную мощность и номинальные значение частоты и напряжения вет-
роагрегаты развивают в большинстве конструкций лишь при скоро-
сти ветра 8-10 м/с и выше.
Поскольку ветроагрегаты начинают вырабатывать энергию
уже при сксоостях ветра 4-5 м/с, то значительную часть времени они
работают с дефицитом первичной мощности, который приводит к
колебаниям напряжения и частоты тока в значительных пределах.
Доля энергии в режиме переменной мощности весьма значи-
тельна. Так, при среднегодовой скорости ветра 4 м/с ветроагрегат,
развивающий номинальную мощность при Vp=8 м/с, вырабатывает в
режиме переменной мощности 60% энергии. С ростом средней ско-
рости эта доля снижается, но и при среднегодовой скорости ветра
Vr=6 м/с ветроагрегат в режиме переменной мощности вырабатыва-
ет 45% энергии. Поэтому важно, чтобы были условия, обеспечи-
вающие наиболее эффективное использование возможной выработ-
ки энергии при всех режимах его работы.
3.1. Ветроустановки с частотным регулированием
напряжения генератора
Наиболее выгодно использовать ветроагрегаты сельскохо-
зяйственного назначения для электропитания потребителей, кото-
рые допускают работу при колебаниях частоты и напряжения в ши-
роких пределах. К их числу относятся: электронагревательные при-
боры, электроионитовые опреснительные агрегаты, центробежные,
вихревые и вибрационные насосы. Ветроагрегаты при слабых ветрах
используются также для заряда аккумуляторных батарей, поскольку
34
заряд можно производить при значительных колебаниях тока и по-
требляемой мощности.
Известно, что при работе ветроагрегата на линейную актив-
ную нагрузку, например на электронагревательные приборы, по-
требляемая мощность Рп пропорциональна напряжению U в квадра-
те, т. е.
Pn=PH(U/UHf,
где PHv\ UH- номинальные значения мощности и напряжения.
С другой стороны, максимальная мощность, развиваемая
ветроагрегатом Рва, пропорциональна частоте f тока в кубе:
PEa = PAff^-
Исходя из условия равенства мощностей ветроагрегата и на-
грузки в рабочем диапазоне частот, получаем следующую связь ме-
жду напряжением и частотой генератора, соответствующую наибо-
лее благоприятным условиям агрегатирования ветродвигателя с ак-
тивной нагрузкой:
U/U„=(f If»)312. (1)
Другой сферой применения ветроагрегатов автономного ис-
пользования является привод электронасосов с асинхронными дви-
гателями. Оптимальное соотношение между напряжением и часто-
той для асинхронных двигателей было получено еще академиком
М.П. Костенко [19]:
U/UH=(f/fH)(Mc/MX12, (2)
где Мс и Мн - текущее и номинальное значения момента сопротив-
ления нагрузки соответственно.
В практике сельскохозяйственного водоснабжения преиму-
щественное применение получили центробежные насосы. Они при-
надлежат к классу машин с вентиляторной характеристикой момента
сопротивления от частоты вращения: Мс/Мн - (f / /н)2. Поэтому при
использовании центробежных насосов выражение (2) приводится к
следующему виду:
U/UH~ {f / fH)2 . (3)
Экспериментальные данные мощности, потребляемой гене-
ратором, питающим погружной электронасос типа ЭЦВ-4-4-45, при
регулировании напряжения генератора в соответствии с зависимо-
стью (3) приведены на рис. 3.1. Эксперимент проводился при уста-
новке генератора на балансирном стенде. Полученные характери-
35
Рис. 3.1. Характеристика мощности, потребляемой гене-
ратором ветроагрегата при работе на центробежный
электронасос и регулировании напряжения по закону
О - Н=40 м; ® - Н=30 м; •
U=UH
-11=20 м
стики включают потери электродвигателя и электрогенератора. Рас-
смотрение полученных данных показывает, что характеристики по-
требляемой мощности достаточно точно описываются кубической
параболой, что дает практически идеальное согласование характе-
ристик ветроагрегата и нагрузки [20].
Регулирование напряжения генератора чаще всего произво-
дится в соответствии с зависимостью U / UH = f / fH, поскольку этот
линейный закон регулирования напряжения достигается просто:
путем обеспечения постоянства тока возбуждения синхронного гене-
ратора. Поэтому при решении вопроса о целесообразности приме-
нения законов регулирования (1) и (3) нужно определить, какая поте-
36
ря энергии или накопленного продукта будет допущена при отступ-
лении от оптимальных условий агрегатирования.
Рассмотрим этот вопрос для частного случая использования
ветроэлектрического агрегата АВЭУ6-4 мощностью 4 кВт, рабо-
тающего с центробежным электронасосом ЭЦВ4-4-45 и с электрона-
гревательным прибором. Сопоставление результатов работы ветро-
установки для различных вариантов регулирования напряжения ге-
нератора, основанное на экспериментальных данных характеристик
ветроагрегата и нагрузки, приведено в табл. 3.1.
Таблица 3.1. Показатели работы ветроагрегата АВЭУ6-4
при различных законах регулирования напряжения
и видах нагрузки
Показатели Средняя скорость ветра V, м/с
4 6
1. Количество поднятой воды при Н=30 м за 6 месяцев работы, м3: a) U/U„ = (f/fHf; б) U/UH = f/fH 3620 2800 7500 6325
2. Снижение выработки при использовании ли- нейного закона регулирования U, % 22,5 16,0
3. Выработка энергии за год при работе ветроаг- регата на электронагреватели, кВтч: a) U/U„ = (f/fH)3/2; б) U/U„ = f/fH 6330 3490 13354 10240
4. Снижение выработки энергии при использова- нии линейного закона регулирования U, % 45 23
Из полученных данных следует, что максимальный эффект
оптимизации регулирования напряжения генератора проявляется в
районах с меньшими скоростями ветра, однако и при средней скоро-
сти ветра 6 м/с эффект оптимизации агрегатирования проявляется
отчетливо и дает существенные преимущества [21].
В соответствии с рекомендациями автора в филиале ВНИИ-
ЭМ был разработан блок автоматики, который обеспечивает реали-
зацию перечисленных в табл. 3.1 законов регулирования напряжения
генератора. Этот блок автоматики был освоен в серийном производ-
стве на заводе в г. Фрунзе, производившем генераторы для ветроаг-
регатов.
37
3.2. Ветроустановки с переменной частотой
генерации импульсов
Метод существенного повышения эффективности ветроводо-
подъемных установок малой мощности предложен и исследован
к.т н. Н.Д. Абрамовым [22].
Сущность метода заключается в предварительном аккуму-
лировании энергии, вырабатываемой ветроэлектрическим агрегатом
в конденсаторном накопителе, с последующей выдачей энергии в
виде стандартных электрических импульсов, подаваемых в обмотку
электронасоса с электромагнитным приводом. Частота подачи им-
пульсов изменяется автоматически в широких пределах в зависи-
мости от уровня напряжения, развиваемого генератором ветроагре-
гата.
Необходимость использования метода обуславливается тем,
что электронасосы указанного типа трудно запустить в работу от ге-
нератора или инвертора соизмеримой мощности, т.к. они имеют
коэффициент мощности на уровне 0,3 и потребляют при пуске ток,
который маломощные энергоисточники не в состоянии обеспечить.
В ВИЭСХе в отделе комплексных исследований систем с не-
традиционными источниками энергии были разработаны и прошли
экспериментальную и хозяйственную проверку электронасосные
системы с конденсаторным накопителем, содержащие преоб-
разователь напряжения с 12 до 150 В с реализацией работы элек-
тронасоса “Малыш" в импульсном режиме. Экспериментальная про-
верка показала, что электронасос плавно включается в работу уже
при развиваемой мощности энергоисточника 15-20 Вт и обеспечива-
ет возможность производительной работы при колебаниях разви-
ваемой мощности в широких пределах в экономичном режиме без
опасности перегрева.
Как показали последующие исследования ВИЭСХа, предло-
женный Н.Д Абрамовым метод перспективен и для применения ВЭУ
с магнитоэлектрическими генераторами, которые хорошо приспособ-
лены для заряда аккумуляторных батарей, но возникают трудности
при подключении к генератору других видов нагрузок (например,
электронагревателей), которые при спадах ветра перегружают вет-
роагрегат и он, переходя в режим торможения, останавливается.
На рис. 3.2 представлена структурная схема устройства,
обеспечивающего возможность работы ветроэлектрического агрега-
та с магнитоэлектрическим генератором на электронагреватель в
автоматическом режиме с соблюдением следующих условий:
38
Рис. 3.2. Структурная схема автоматического регулятора
нагрузки:
В - выпрямитель генератора; КН - конденсаторный накопитель; ПУ -
пороговое устройство; ФИ - формирователь стандартных импульсов;
УК - управляемый ключ; ЭН - электронагреватель
• начало работы электронагревателя с малой нагрузкой при разго-
не ветроагрегата до частоты вращения, составляющей 50-60% от
номинального значения;
• при дальнейшем повышении частоты вращения и выходного на-
пряжения источника питания обеспечивается плавный рост мощ-
ности нагрузки до номинальной величины.
При работе ветроагрегата напряжение, поступающее с выхо-
да выпрямителя В, заряжает конденсаторный накопитель КН. Поро-
говое устройство ПУ фиксирует заданную величину напряжения за-
ряда конденсатора U3, вырабатывая сигнал, под воздействием кото-
рого открывается управляемый ключ УК и осуществляется отдача
запасенной конденсатором порции энергии в электронагреватель
ЭН. Формирователь импульсов ФИ обеспечивает фиксированную
длительность импульса во всем диапазоне генерируемой мощности
ветроагрегата. КПД зарядно-разрядной цепи, содержащей конденса-
торный накопитель, определяется выражением:
где Е - ЭДС источника энергии; U3 - пороговое напряжение заряда
конденсатора; Up - пороговое напряжение разряда конденсатора.
Из приведенного выражения следует, что при полном разря-
де конденсатора КПД зарядно-разрядной цепи не может быть более
0,5. На практике используется частичный разряд конденсатора при
Up = (0,8-0,9) U3, и реализуется КПД зарядно-разрядной цепи не ни-
39
же 0,9. Разработанный Н.Д. Абрамовым блок отбора мощности для
производства тепла после завершения заряда аккумуляторной бата-
реи применен в ветроустановке СКВ “Спецремтекс” ВЭУ 1500, вы-
пускаемой серийно [23]. В ВИЭСХ также разработан и испытан блок
отбора мощности для ВЭУ Aw=3.5 кВт и предполагается разработка
блока отбора мощности для ветроагрегата ВТН8-10 A„=10 кВт, пла-
нируемого к серийному производству.
3.3. Исследование работы ветроагрегатов
при порывистом ветре
В практике эксплуатации ветроэлектрических агрегатов бы-
вают случаи, когда подключаемая нагрузка не соответствует харак-
теристике развиваемого момента быстроходного ветродвигателя.
Такая ситуация возникает, например, при подключении шнекового
или транспортерного механизма, момент сопротивления которых
практически не изменяется при колебаниях частоты вращения при-
водного электродвигателя.
Для определения условий устойчивой работы быстроходного
ветродвигателя с различными видами нагрузок при переменном по-
рывистом ветре автором выполнено математическое моделирование
ветроэлектрического агрегата, основные результаты которого приво-
дятся ниже.
Уравнение движения ветроагрегата в общем виде представ-
ляется следующим выражением:
т d(f)
X~T = MZ-MC' (4)
at
где I - приведенный момент инерции вращающихся частей ветроаг-
регата; со - угловая частота вращения ветроколеса; Ма - аэродина-
мический момент ветроколеса; Мс - момент сопротивления на-
грузки; f- время.
Аэродинамический момент быстроходного ветроколеса Ма с
достаточной для практических целей точностью аппроксимируется
квадратичной параболой следующего вида:
где R- величина внешнего радиуса ветроколеса; V-скорость ветра;
р - плотность воздуха; а, р, у - постоянные коэффициенты, величи-
40
ны которых можно определить из экспериментальных кривых
аэродинамического момента ветроколеса, используя, например, ме-
тод наименьших квадратов.
На рис. 3.3 иллюстрируется аппроксимация аэродинамиче-
ского момента ветроколеса ветроагрегата АВЭУ6-4 [20].
Момент сопротивления Мс можно представить следующей
формулой:
Мс = Ме>\
где М— коэффициент пропорциональности; т- показатель степени.
В случае применения винтовых насосов и шнековых и транс-
портерных механизмов (т=0) и величина Мс постоянна.
Колебания скорости природного ветра имеют случайный ха-
рактер; его статистические характеристики известны весьма прибли-
женно.
Для последующего анализа представим скорость ветра V в
безразмерной форме в виде некоторой произвольной периодической
функции, удовлетворяющей условиям Дирихле. В этом случае ее
можно разложить на слагающие тригонометрического ряда. При раз-
ложении по синусам представляем V в следующем виде:
— <4 t
V = 1 + > se„ sin п2п — , (6)
Т т
где s=AV/ Vo- коэффициент пульсаций скорости ветра относитель-
но среднего значения Уо; еп - относительная величина амплитуды
колебаний для n-й гармоники (для первой гармоники л=1; еп=1).
Подставляя выражения (6) и (5) в уравнение (4) и вводя вре-
мя f как часть периода Г( t - t/Т), получим:
da> о v (у?
-=2лК а\У
dt L
sEn sin riliit w-ba)1
\1+XsEnsinnlntJ -cd)"’
где
и
R2 pV2T _ R4pV0T
41бО0 4IZ0
a = aZ0; b= fiZ20;
2Mco™
C ~ nR'pV2 '
(7)
(8)
(9)
Величины a>0 и Zo соответствуют установившимся значениям
угловой частоты вращения и быстроходности ветроколеса при сред-
ней скорости ветра Уо.
41
Рис. 3.3. Характеристика аэродинамического момента ветроколеса
и ее аппроксимация выражением
M = aZ-/3Z2-y I Z = —\
I v J
1 - характеристика по экспериментальным данным;
2 - парабола с коэффициентами: а=0,031; (3=0,02; у=0,067
Уравнение (7) не решается в квадратурах, поэтому применя-
ем метод "малого параметра", позволяющий выполнить приближен-
ное аналитическое решение. Решение следует искать в виде суммы
ряда по степени параметра s:
W = +(L)2S + CL)3S2 -I- ... + (ОnSn
(10)
где o)t (o2--- con - первое, второе и n-e приближения решения со-
ответственно.
Результат аналитического решения для установившегося ре-
жима можно представить в следующем виде:
42
sin /72л^--arcsin
(11)
где для вариантов нагрузки с показателями:
т=0 Кх=К{2Ь — а\, т=Л
т=2 = (2£> - а + 2с),
К, = (2Ь-а + с);
при этом К2 — К(а - 2у) для всех вариантов нагрузки.
Полученный результат может быть сформулирован следую-
щим образом: если скорость ветра за некоторый промежуток време-
ни может быть представлена в виде тригонометрического ряда крат-
ных частот, то колебания частоты вращения ветроагрегата за этот
период могут быть представлены в виде того же ряда, но с вре-
менным сдвигом по фазе, причем коэффициенты ряда уменьшают
свою амплитуду тем больше, чем выше порядковый номер гармони-
ческой составляющей.
Проверка точности аналитического решения произведена ме-
тодом сравнения полученных результатов с результатами численно-
го решения уравнения (7) с конкретными значениями коэффициен-
тов а - 0,031; р = 0,02 и у = 0,067, которые соответствуют характери-
стике аэродинамического момента ветроагрегата АВЭУ6-4. В чис-
ленном расчете принималось также, что V = 1 + 5 sin 2nt, где
s=0,2; 0,4; 0,6; К - коэффициент, характеризующий быстродействие
ветроагрегата, принимался в различных вариантах расчета равным
1,0; 10; 100. Расчет проводился до полного затухания переходного
процесса в периодическом виде. Пример полученных результатов
приведен на рис. 3.4.
Сопоставление результатов расчета на ЭВМ и аналитическо-
го решения с одними и теми же исходными данными показало, что
погрешность аналитического решения не превышает 3-5% при оп-
ределении амплитуды колебаний частоты вращения [21].
Выполненный анализ динамики ветродвигателя позволил
также установить возможность потери устойчивости системы ветро-
агрегат-нагрузка при Afc=const и Мс=Мы, вызывающей режим фор-
сированного торможения, обусловленного превышением момента
сопротивления нагрузки над развиваемым крутящим моментом.
Практика эксплуатации подтвердила, что при порывистом ветре не-
устойчивый режим возникает часто.
43
Рис. 3.4. Пример решения уравнения движения ветроагрегата на ЭВМ
для случая Мс — М(1) :
1- V=l+0,4sin 2.711; 2 - угловая частота вращения ветроагрегата со
при Z = 10; s = 0,4 и = 100£ 3- сопри Z = 10; s = 0,4 и К = 10,0;
4- сопри Z = 10; s = 0,4 и К =1,0
Результаты анализа полученных данных позволили опре-
делить допустимые значения расчетной быстроходности ветро-
колеса (Zo). Ветроагрегаты с высоким быстродействием (/<=10; 100),
работая в переменном воздушном потоке в режиме, близком к поте-
ре устойчивости, имеют амплитуду колебаний частоты вращения,
превышающую амплитуду колебаний скорости ветра, что подтвер-
ждают результаты расчетов, приведенные на рис. 3.5.
Для конкретного ветроагрегата АВЭУ6-4 и нагрузки с
/I7c=const и часто наблюдаемого на практике коэффициента пульса-
ций ветра, соответствующего s = 0,4-0,6, установлено, что для обе-
спечения устойчивой работы расчетная быстроходность должна
быть поднята (рис. 3.5) до Zo= 12, что приводит к вынужденному
снижению коэффициента использования энергии ветра примерно в
два раза. Коэффициент быстродействия К" для АВЭУ6-4 находится в
44
Рис. 3.5. Зоны неустойчивой и устойчивой работы ветроагрегата
при различных величинах М„ быстроходности ветроколеса Z„
и быстродействия ветроагрегата К при х от 0,2 до 0,6:
И - зона неустойчивой работы;
□ - зона устойчивой работы;
И - зона устойчивой работы при s < 0,4
пределах 4-8. При линейной зависимости момента сопротивления
нагрузки от частоты вращения (т=1) ограничение выбора расчетной
быстроходности менее жесткое: расчетная быстроходность должна
быть выбрана, исходя из условия Zo >10, что приводит к вынужден-
ному снижению коэффициента использования энергии ветра при-
мерно на 20%. При вентиляторной характеристике момента сопро-
тивления (т=2) не возникает опасности неустойчивой работы ветро-
двигателя. В этом случае следует использовать ветроагрегат в рабо-
те с нормальным значением быстроходности (для АВЭУ6-4 Z^8,6),
соответствующем оптимальному режиму работы в широком диапа-
зоне скоростей ветра.
Приведенное приближенное аналитическое решение уравне-
ния движения ветроагрегата может быть использовано для анализа
режимов работы любых крыльчатых ветроагрегатов с известной ха-
рактеристикой аэродинамического момента и величины момента
инерции ветроколеса и других вращающихся частей ветроагрегата.
45
Глава 4. ОПЫТ РАЗРАБОТКИ АВТОНОМНЫХ
ВЕТРОУ СТ Al 10 ВОК
4.1. Ветроэлектронасосная станция для оазисного
орошения производительностью до 150 м3/ч
Ветронасосная станция ВЭС-100, состоящая из трех ветро-
электрических агрегатов Д-18Э с генераторами постоянного тока
мощностью 40 кВт, была построена в зерносовхозе "Алтай" Алтай-
ского края в Кулундинской степи, в 30 км южнее г. Славгород
(рис. 1.3, а) в 1963 г. Станция предназначена для орошения участка
огородных культур с использованием воды из трех артезианских
скважин. Три погружных электронасоса мощностью 20-30 кВт каждый
обеспечивали подъем воды из скважин и ее подачу в резервуар от-
крытого типа емкостью 22 тыс. м3 (рис. 1.3, б). Из резервуара вода
отводилась к установкам орошения.
Станция осуществляла параллельную работу трех ветроаг-
регатов постоянного тока и имела в своем составе электромашинный
преобразователь постоянного тока в переменный ток промышленной
частоты. Непосредственным источником питания для электронасо-
сов и собственных нужд станции являлся синхронный генератор
преобразователя мощностью 105 кВ А.
Опыт эксплуатации оросительного комплекса при ручном
управлении ветроагрегатами и погружными насосами показал необ-
ходимость постоянного присутствия на станции оперативного персо-
нала. По этой причине эффективность станции была низкой. Для по-
вышения ее эффективности и снижения эксплуатационных расходов
была разработана и установлена система управления насосами,
обеспечивающая автоматизацию их включения и отключения в зави-
симости от ветровых условий. Разработанная автором схема управ-
ления станции приведена на рис. 4.1. Она имеет следующие состав-
ные части:
• устройство включения генераторов ветроагрегатов на парал-
лельную работу;
• устройство управления работой насосов в зависимости от
величины скорости ветра.
46
Рис. 4.1. Схема управления станции оазисного орошения
в совхозе “Алтай” Алтайского края
В состав системы также входит станция управления преобра-
зователем постоянного тока в переменный. Она использована
в стандартном исполнении.
В исходном состоянии при отсутствии рабочей скорости вет-
ра ветроагрегаты не работают. При скорости ветра ~ 5 м/с ветроаг-
регаты автоматически запускаются, а их генераторы Г1, Г2 и ГЗ са-
мовозбуждаются. При определенной величине напряжения, контро-
47
лируемой реле максимального напряжения > Н1, > Н2, > НЗ, генера-
торы подключаются к общим шинам Ш1 постоянного тока с помощью
контакторов К1, К2, КЗ. В момент подключения третьего генератора к
шинам Ш1 срабатывает реле РП1, в результате включается контак-
тор К4, и станция управления преобразователем СПУ осуществляет
ступенчатый пуск двигателя преобразователя Дв.П, в конце которого
происходит самовозбуждение синхронного генератора СГ, и если
напряжение на шинах Ш1 и Ш2, контролируемое реле > Н4 и > Н5,
находится в пределах нормы, то включаются в работу реле времени
РВ1; РВ2; РВЗ, у которых время срабатывания устанавливается раз-
ным (от 1 мин до 10 мин). При срабатывании реле времени, напри-
мер РВ1, и затем контактора К5 происходит запуск в работу Дв.1
первого электронасоса. При рабочем ветре достаточной силы произ-
водится автоматический пуск и нормальная работа всех трех элек-
тронасосов.
Если происходит спад скорости ветра, при котором не может
быть обеспечена производительная работа всех электронасосов, то
происходит автоматическое отключение одного из насосов. Отклю-
чение производится в результате отпускания реле минимального
напряжения, например < Н1. Если спад ветра глубокий, то могут от-
ключиться два или все три насоса. Повторное включение насосов
произойдет при восстановлении нормального уровня напряжения на
шинах Ш1 и Ш2. Данная система управления оказалась в эксплуата-
ции весьма надежной. С 1967 по 1972 г. станция работала в автома-
тическом режиме безотказно. Контроль работы станции и периоди-
ческое обслуживание оборудования производил один электромеха-
ник [7].
4.2. Новая серия генераторов для ВЭУ автономного
применения
В зоне децентрализованного энергоснабжения России про-
живает 22 млн. человек, в том числе на Крайнем Севере и в районах,
приравненных к нему, - 2,5 . Электроснабжение потребителей там
производится, как правило, от дизель-электрических станций раз-
личной мощности.
В большинстве малых населенных пунктов применяются ди-
зель-электрические агрегаты мощностью от 8 до 100 кВт. Большая
часть потребляемой энергии расходуется на бытовые нужды насе-
ления. Число часов использования ДЭС в таких местах по данным
статистики не превышает 1,0-1,5 тыс.ч в год, причем подача энергии
производится только в утренние и вечерние часы.
48
Ветроэлектрические установки в зоне децентрализованного
энергоснабжения могут использоваться для следующих целей:
• совместной работы с ДЭС;
• заряда аккумуляторных батарей и производства тепла;
• подъема воды из шахтных, трубчатых колодцев и открытых во-
доемов;
• опреснения грунтовых вод;
• защиты металлических трубопроводов от коррозии.
В 60-х годах филиалу Всесоюзного НИИ электромеханики
(ВНИИЭМ) в г. Истре Московской области было поручено создать
для ветроэнергетики новую серию ветроагрегатов и синхронных ге-
нераторов мощностью от 1 до 100 кВт [24]. Для повышения надежно-
сти было признано необходимым отказаться в новых генераторах от
применения контактных элементов - щеток и колец, а также преду-
смотреть выполнение дополнительных условий:
• возможность работы генераторов на открытом воздухе в диапа-
зоне температур ± 50°С;
• возможность реализации частотного регулирования выходного
напряжения генераторов в диапазоне 20-50 Гц в соответствии с
зависимостью:
где UH - номинальное напряжение генератора, соответствующее
частоте fH= 50 Гц; Л - показатель степени, величину которого можно
варьировать для ВЭУ различного назначения в пределах от 1 до 2.
В 1972 г. была разработана серия генераторов мощностью от
1 до 30 кВт [25], обеспечивающая выполнение приведенных выше
технических требований. Основные характеристики генераторов се-
рии приводятся в табл. 4.1.
Таблица 4.1
Технические характеристики генераторов серии СГВ
Показатели Номинальная мощность, кВт
1 2 4 8 16 30
Ток якоря при соединении фаз Y/V, А 1,81 3,12 3,61 6,25 7,22 12,5 14,5 25,1 29,0 50,2 54,2 93,7
49
Продолжение табл. 4.1
Показатели Номинальная мощность, кВт
1 2 4 8 16 30
КПД при со- единении фаз Y/V, % 74,5 73 80,0 78,5 83,1 81,7 85,9 84,5 89,5 88,5 91,0 90,0
Линейная нагрузка яко- ря, А/см 169 194 240 230 263 295
Индукция в рабочем за- зоре, Тл 0,682 0,627 0,615 0,608 0,614 0,605
Г абарит же- леза якоря (по серии АО2) 3 4 5 7 8 9
Габаритные размеры (D/L), мм 360 340 375 400 400 445 525 540 570 590 730 700
Масса, кг 50 80 120 220 380 580
Частота вращения генераторов - 1500 мин'1. Линейное на-
пряжение - 400/230 В. Класс изоляционных материалов - Е. Разме-
ры статорного железа такие же, как у асинхронных двигателей еди-
ной серии А2 и А02. Ротор генератора серии состоит из двух когте-
образных полюсных систем, выполненных из стали 25Л (литье) или
стали 20 и посаженных на вал. С 1980 г. было освоено серийное
производство генераторов СГВ мощностью 4 и 16 кВт и блоков авто-
матики к ним с частотным регулированием напряжения генера-
торов [26].
4.3. Разработка ветроэлектрической водоподъемной
установки УВЭУ-(1-4)-6
Установка разрабатывалась в отделе ветроэнергетики
Истринского филиала ВНИИЭМ при участии автора. Отличительной
особенностью данной установки является то, что в ней система
управления и возбуждения генератора использована для решения
задач автоматизации, включая управление работой насоса по уров-
ню воды в водоисточнике и резервной емкости [27, 28]. Этим дости-
гается упрощение конструкции и возможность отказа от использова-
50
Рис. 4.2. Принципиальная схема системы управления УВЭУ-(1-4)-6
ния контактных коммутационных аппаратов в цепи нагрузки. Принци-
пиальная схема системы управления возбуждением генератора при-
ведена на рис. 4.2. Генератор СГ выполнен с двумя статорными об-
мотками, сдвинутыми относительно друг друга на 90 эл. град. Рабо-
чая статорная обмотка генератора включена через первичные об-
мотки компаундирующих трансформаторов Тр1...ТрЗ и автоматиче-
ский выключатель А на электродвигатель насоса АД.
51
Дополнительная статорная обмотка ДО генератора через
вторичные обмотки компаундирующих трансформаторов включена
на выпрямитель В1, от которого питается обмотка возбуждения ОБ
генератора. В цепь обмотки возбуждения ОВ включен мощный тран-
зистор Т5. Переключение транзистора Т5 производится с помощью
триггеоа Шмидта, выполненного на транзисторах Т1 и Т2. Для
управления триггером используется трансформатор Тр4, первичная
обмотка которого питается от линейного напряжения генератора, а
вторичная через конденсатор С1 и выпрямитель В2 включена на
входные цепи триггера.
Схема работает следующим образом. При низкой скорости
вращения генератор СГ развозбужден, и на зажимах основной и до-
полнительной обмоток генератора, а следовательно, на выходах вы-
прямителей В1 и В2 имеется лишь напряжение, обусловленное ос-
таточным магнитным потоком генератора. При этом напряжения, по-
ступающего с потенциометра R2 на вход триггера Шмидта, недоста-
точно для его переключения. В этом случае транзистор Т5 закрыт, и
ток в обмотке возбуждения ОВ, определяемый напряжением на
выпрямителе В1 и сопротивлением закрытого транзистора, практи-
чески отсутствует.
При повышении скорости вращения ветродвигателя и гене-
ратора ос-«точное напряжение на генераторе, а следовательно, и
напряжение на потенциометре R2 возрастает. При заданной скоро-
сти вращения генератора, величина которой определяется положе-
нием движка потенциометра R2, напряжение на входе триггера
Шмидта становится достаточным для его переключения. В результа-
те переключения триггера транзисторы ТЗ, Т4 закрываются, а Т5 от-
крывается и производится самовозбуждение генератора с одновре-
менным пуском электродвигателя насоса. С помощью компаунди-
рующих трансформаторов Тр1...ТрЗ осуществляется пуск электро-
насоса, имеющего мощность, соизмеримую с мощностью генера-
тора.
После окончания пуска электродвигателя линейное напряже-
ние генератора и напряжение на выпрямителе В2 возрастает при-
мерно на порядок. Включается переключающий диод D1, шунтирую-
щий потенциометр R2, при этом схема подготавливается к развоз-
буждению генератора при снижении его напряжения ниже опреде-
ленного уровня. Включенное состояние триггера в этом случае обес-
печивается поступающим на его вход напряжением с потенциометра
R4. Движок потенциометра R4 установлен в такое положение, чтобы
снимаемое с него напряжение было достаточным для поддержания
триггера во включенном состоянии при изменении напряжения,
52
а следовательно, и частоты генератора в диапазоне, обеспечиваю-
щем нормальную работу электронасоса.
При снижении частоты тока генератора ниже уровня, обеспе-
чивающего устойчивую работу электронасоса, уменьшается величи-
на напряжения, снимаемого с потенциометра R4. Если она достигнет
порогового значения, то триггер возвратится в исходное состояние. В
результате транзистор Т5 закроется, а генератор потеряет возбуж-
дение. При этом переключающий диод D1 возвратится в исходное
состояние, при котором генератор может повторно возбудиться лишь
при возрастании напряжения до величины, соответствующей уставке
на возбуждение.
Если во время работы насоса уровень воды в резервном ба-
ке достигнет верхней отметки, то датчик верхнего уровня ДВУ, вклю-
ченный параллельно сопротивлению R5, замкнется, что приведет к
шунтированию входных цепей триггера и к развозбуждению генера-
тора Так осуществляется автоматическое управление работой вет-
роэлектронасосного агрегата по уровню воды в резервном баке.
На рис. 4.3 приведен общий вид головки ветроагрегата
АВЭУ-6. Ветроколесо агрегата имеет две металлические лопасти 1,
закрепленные во втулке на трех шарикоподшипниках. Ограничение
частоты вращения ветроколеса обеспечивает центробежно-
аэродинамическая система регулирования частоты вращения пово-
ротом лопастей в сторону уменьшения углов заклинения ср, обеспе-
чиваемого действием центробежных грузов 2. Ветроколесо в сборе
соединяется с главным валом 4 ветроагрегата. Основой головки
ветроагрегата является корпус двухступенчатого силового редуктора
5 с общим передаточным отношением Zp=6,8. Номинальная частота
вращения ветроколеса л=220 мин’1. К корпусу редуктора через про-
межуточную дистанционную вставку крепится синхронный генера-
тор 7. Головка ветроагрегата устанавливается на корпусе червячного
редуктора 8, обеспечивающего, благодаря работе виндрозного ме-
ханизма с лопастями 9, ориентацию ветроколеса по направлению
ветра. Внизу трубчатой мачты ветроагрегата с двумя ярусами
растяжек имеется рукоятка механизма пуска-останова
ветроагрегата, позволяющего производить останов ветроагрегата
переводом лопастей на отрицательные углы заклинения, благодаря
воздействию на силовую пружину регулятора ветроколеса с исполь-
зованием тросового привода 10. Для того чтобы вновь запустить
ветроагрегат в работу, рукоятку механизма пуска-останова следует
перевести в первоначальное положение, при котором лопасти под
воздействием пусковой пружины регулятора устанавливаются
на пусковых углах.
53
Рис. 4.3. Общий вид головки ветроагрегата АВЭУ6-4:
1 - лопасть ветроколеса; 2 - центробежные грузы регулятора;
3 - втулка ветроколеса; 4 - место соединения ветроколеса
с главным валом; 5 - корпус силового редуктора; 6 - соедини-
тельная муфта; 7 - генератор; 8 - корпус червячного редук-
тора; 9 - лопасть виндрозы; 10 - тросовый привод механизма
пуска-останова
Опытные образцы УВЭУ-(1-4)-6 испытывались в натурных
условиях на полигоне ВНИИЭМ в г. Истре, на Мархотской испыта-
тельной базе вблизи г. Новороссийска и в Казахстане (рис. 4.4).
Экспериментальные характеристики производительности
УВЭУ-(1-4)-6 при работе с погружным электронасосом ЭЦВ4-4-45
приведены на рис. 4.5. Обработка материалов испытаний произво-
дилась при осреднении показаний приборов (анемометра, счетчика
воды) за 10 мин. Из полученных данных следует, что начало подачи
воды при напоре 10 м обеспечивается уже при скорости ветра
3,3 м/с. При увеличении напора до 40 м необходимая для начала
производительной работы скорость ветра возрастает до 1/= 5,2 м/с.
При лабораторных испытаниях генераторы ветроустановки
устанавливались на балансирном стенде, позволяющем изменять
частоту вращения в широких пределах. В качестве нагрузки исполь-
54
4
Рис. 4.4. Ветроэлектрический агрегат АВЭУ-6
зовались центробежные насосы с приводом как от асинхронных дви-
гателей единой серии (насос ПН-Ю), так и погружных электродвига-
телей (электронасосы ЭЦВ4-4-45 и ЭЦВ4-4-70). Проверялась также
работа нагревательных приборов различной мощности.
Блок автоматики с системой возбуждения, приведенной вы-
ше, как показала экспериментальная проверка, обеспечивает изме-
нение напряжения генератора от частоты по закону, близкому к
55
6,5
Скорость ветра V. м/с
Рис. 4.5. Экспериментальные характеристики производительности
УВЭУ-(1-4)-6 при работе на насос ЭЦВ4-4-45
U/f = const. При таком регулировании напряжения достигается оп-
тимальное совмещение рабочей и нагрузочной характеристик ветро-
двигателя и центробежного электронасоса [29].
Высокое качество центробежного регулятора частоты враще-
ния ветроколеса, разработанного к.т.н. В.Е. Федотовым, подтвер-
ждено проверкой работы ветроустановки при сильном ветре - до 21
м/с в Казахстане и до 43 м/с на Мархотском перевале. В обоих слу-
чаях максимальное значение частоты тока генератора не превышало
52 Гц. Натурные испытания ветроэлектронасосной установки пока-
зали, что при порывистом ветре наблюдаются значительные колеба-
ния частоты тока генератора. В связи с этим изменение уставок по-
рогов возбуждения и развозбуждения генератора оказывает сущест-
венное влияние на режим работы всей установки.
При уставке порогов возбуждения и развозбуждения генера-
тора на уровне соответственно 40 и 26 Гц и работе установки в диа-
пазоне скоростей ветра от 3 до 6 м/с отмечено за 1 ч работы от 6 до
18 отключений электронасоса, вызванных временной потерей воз-
буждения генератора. Такой повторно-кратковременный режим гене-
ратора и электронасоса является нежелательным. Теоретический
анализ работы ветроагрегата при порывистом ветре [30] и экспери-
ментальная проверка показали, что улучшение режима работы ус-
56
Рис. 4.6. Регистрация развиваемой АВЭУ-6 мощности
при работе на электронасос и колебаниях скорости ветра от 3 до 6 м/с
тановки может быть достигнуто при снижении порога развозбужде-
ния генератора до 15-20 Гц.
На рис. 4.6 приведена запись мощности, развиваемой ветро-
агрегатом при его работе на электронасос ЭЦВ4-4-45 и колебаниях
скорости ветра от 3 до 6 м/с. Порог возбуждения генератора в этот
период был отрегулирован на частоте 42 Гц, порог развозбуждения -
на частоте 20 Гц. Приведенная запись подтверждает, что снижение
порога развозбуждения является эффективным способом повыше-
ния устойчивости системы, так как, несмотря на крайне порывистый
ветер, обусловливающий колебания развиваемой генератором мощ-
ности от 0,15 до 1,4 кВт, за период времени, больший часа, наблю-
далось только три случая развозбуждения генератора.
На рис. 4.7 приведена запись мощности, развиваемой ветро-
агрегатом при его работе на электронагреватель, частоты тока и на-
пряжения на клеммах нагревателя при средней скорости ветра за
период 7,5 м/с. Обращает внимание факт четкого ограничения час-
тоты тока генератора на уровне 50 Гц в периоды усиления ветра.
В 1970 г. установка УВЭУ-(1-4)-6 успешно прошла государст-
венные испытания на Целинной МИС. В качестве положительных
особенностей установки отмечается ее надежность, возможность
универсального использования, более высокий, чем у других ветро-
установок, общий коэффициент использования энергии ветра.
В 1972 г. на заводе “Тяжэлектромаш” (г. Фрунзе) начато ос-
воение серийного производства УВЭУ-(1-4)-6. Установочная партия
57
Рис. 4.7. Пример регистрации параметров
при работе АВЭУ-6 на электронагреватель
в количестве 10 установок была принята межведомственной комис-
сией и рекомендована для использования в сельском хозяйстве. В
последующие годы водоподъемные установки на базе ветроагрегата
АВЭУ6-4 получили широкое применение на водопойных пунктах
страны.
Модернизированная водоподъемная ветроустановка, полу-
чившая широкое распространение в 80-е годы, с ветроагрегатом
АЭВУ-6 рассчитана на использование любого из трех электронасо-
сов: ВЭЦВ6-4-40, КМ-8/18 или 1ВЭ-20/3 по выбору потребителя.
Погружной электронасос ВЭЦВ6-4-40 разработан ПО Мол-
давгидромаш с новой конструкцией подшипников и с применением
приводного двигателя мощностью 2 кВт, гарантирующего более вы-
сокую надежность насосного агрегата. Установка с этим насосом ре-
комендуется для подъема воды из трубчатых колодцев с минерали-
зацией воды до 1500 мг/л и содержанием механических примесей
до 0,01%.
58
Для подъема воды из шахтных и трубчатых колодцев с рабо-
чим уровнем до 30 м и повышенным содержанием механических
примесей рекомендуется ветроустановка с винтовым электронасо-
сом типа 1ВЭ-20/3. Для откачки воды из шахтных колодцев и откры-
тых водоемов при суммарном развиваемом напоре до 15 м следует
комплектовать ветроустановку центробежным электронасосом кон-
сольного типа КМ-8/18. Эксплуатация водоподъемной ветроэлектри-
ческой установки с указанными насосами производилась на водо-
пойных пунктах в различных регионах страны с 1981 г.
Таблица 4.2
Экспериментальные данные годовой производительности (тыс. м3)
УВЭУ-(1-4)-6 при использовании разных насосов
Тип насоса Рабочий напор, м Среднегодовая скорость ветра, м/с
4 5 6
ВЭЦВ6-4-40 30 6,5 10,2 13,2
1ВЭ-20/3 30 7,0 11,0 14,2
КМ-8/18 15 25,3 36,2 44,6
Расчет экономической эффективности применения ветроус-
тановки по сравнению с базовым вариантом, в котором электропита-
ние насосов производится от дизель-электрического агрегата 2Э-
4У2, показал, что при максимальном использовании ветроустановки
для подъема воды ее применение с насосом КМ-8/18 экономически
выгодно в районах со среднегодовой скоростью ветра от 4 м/с
и выше.
Ветроустановки с насосами ВЭЦВ6-4-40 и 1ВЭ-20/3 дают по-
ложительный эффект только в районах со среднегодовыми скоро-
стями ветра более 5 м/с.
В зависимости от ветровых условий и применяемого типа на-
соса годовая экономия топлива при использовании одной ветроуста-
новки колеблется от 1,2 до 3-х т.
4.4. Ветроэлектрические водоопреснительиые установки
Работы по электродиализному опреснению воды с использо-
ванием энергии ветра проводились при сотрудничестве с институтом
пластических масс (НИИПМ) под руководством д.х.н., проф.
К.М. Салдадзе. Для проведения экспериментальных исследований
59
НИИПМ предоставил ВНИИЭМ 85-камерную опреснительную уста-
новку электродиализного типа. Принцип действия электродиализа-
тора поясняется схемой, представленной на рис. 4.8. Исходная вода,
имеющая повышенное солесодержание, поступает во все камеры
аппарата. Из четных камер под действием электрического поля ка-
тионы и анионы солей мигрируют соответственно через катионо- и
анионообменные мембраны в нечетные камеры. Миграции катионов
из нечетных камер в четные препятствуют анионитовые, а миграции
анионов катионитовые мембраны. Таким образом, в четных камерах
происходит деминерализация раствора, а в нечетных - его концен-
трирование. В результате исходный раствор разделяется на два по-
тока - обессоленный и концентрированный [31].
Обессоленная вода
Рис. 4.8. Схема электродиализатора с катионообменными К
и анионообменными А мембранами
(цифрами обозначены номера камер)
Снятие характеристик опреснительного аппарата НИИПМ
производилось на испытательном стенде ВНИИЭМ, а также при пи-
тании опреснителя от ветроэлектрического агрегата Д-18Э.
Измерение концентрации рассола и опресненной воды про-
изводилось солемером ВСЕГИНГЕО конструкции Симонова и Кома-
рова, напряжение и ток регистрировались самопишущими прибора-
ми Н-370М, измерение скорости ветра производилось анеморумбо-
графом типа М-12.
60
Подача исходной воды в опреснительный аппарат произво-
дилась насосом ПНЮ-10 с приводом от двигателя П21 постоянного
тока мощностью 1 кВт, питаемым также как и опреснитель - от обще-
го источника постоянного тока. Перед проведением измерений уста-
навливалось такое соотношение между расходом воды и током оп-
реснителя, которое обеспечивает в прямоточном режиме необходи-
мую степень опреснения воды.
Стендовые испытания опреснительной установки НИИПМ
производились при исходной концентрации опресняемой воды 5 г/л
(табл. 4.3).
Таблица 4.3
Результаты проверки работоспособности опреснителя НИИПМ
в широком диапазоне напряжения питания
Ре- жи- мы ра- бо- ты На- пряже- ние, В Ток, А Мощ- ность опрес- ните- ля, Вт Мощ- ность потреб пения насоса, Вт Произ- води- те л ь- ность, м3/ч Концен трация опрес- ненной воды, г/л Удель- ный расход энергии, кВтч/м3
1 50 1,6 80 23 0,12 0,70 0,67
2 70 3,3 230 60 0,16 0,70 1,43
3 90 4,9 440 87 0,21 0,75 2,10
4 110 6,4 704 126 0,27 0,80 2,61
5 130 7,5 975 173 0,325 0,80 3,0
6 150 9,0 1350 233 0,39 0,85 3,46
7 180 10,85 1950 317 0,46 0,80 4,24
8 200 11,7 2340 396 0,50 0,85 4,68
9 220 12,8 2810 475 0,55 0,80 5,10
10 250 15,2 3600 620 0,62 0,80 5,80
Результаты стендовых испытаний показывают, что при оп-
реснении воды с исходной минерализацией 5 г/л и номинальном на-
пряжении питания 250 В производительность электродиализатора по
опресненной воде с солесодержанием 0,8 г/л составляет 0,62 м3/ч
при удельном расходе энергии на процесс опреснения 5,8 кВтч/м3.
При снижении напряжения питания до 100 и даже до 50 В оп-
реснитель сохраняет свою работоспособность и неизменное солесо-
Держание опресненной воды. Как следует из рис. 4.9, построен-
ного по данным табл. 4.3, уменьшение тока опреснителя, при про-
61
q, кВтч/куб.м
Рис. 4.9. Удельный расход энергии на опреснение
при изменении тока электродиализатора
порциональном снижении расхода опресняемой воды, приводит к
линейному сокращению удельного расхода q электроэнергии на про-
цесс опреснения. Из рис. 4.10 следует, что при снижении напряже-
ния питания U потребляемая опреснителем мощность Р уменьшает-
ся в зависимости, близкой к квадратичной параболе. Производи-
тельность опреснителя изменяется менее резко: пропорционально
снижению напряжения питания.
Выявленные характеристики опреснителя свидетельствуют о
том, что совместная работа ветроустановки и электродиализного
опреснителя может оказаться перспективной, так как опреснитель не
теряет работоспособности при значительных колебаниях напряже-
ния питания. Большинство потребителей электроэнергии не допус-
кает сколько-нибудь значительного снижения напряжения из-за рез-
кого ухудшения их работы, а у опреснителя данного типа основной
показатель - удельный расход энергии на опреснение 1 м3 воды -
при спадах напряжения даже улучшается.
Проверка работоспособности макетного образца опресни-
тельной установки с ветроэлектрическим агрегатом Д-18Э, имеющим
в своем составе генератор постоянного тока мощностью 25 кВт, про-
изводилась при опреснении воды с исходным солесодержанием 5 и
7 г/л. Совместная работа ВЭУ и опреснителя показала, что нормаль-
62
Рис. 4.10. Производительность Q и потребляемая
мощность Р при изменении напряжения питания
ная работа комплекса обеспечивается при значительных нерегуляр-
ных колебаниях напряжения и развиваемой мощности. При работе
ВЭУ в диапазоне скоростей ветра от 6 до 8,5 м/с колебания напря-
жения находились в пределах 115-250 В, а потребляемая опресни-
тельной установкой мощность изменялась от 1 до 4,3 кВт. Средняя
производительность установки составила 0,66 м3/ч при исходном
солесодержании опресняемой воды 5 г/л и концентрации солей в
опресненной воде 0,85 г/л.
Результаты работы опреснительной установки с исходной
водой, имеющей концентрацию 7 г/л, показали, что производитель-
ность установки снизилась и составила в среднем 0,38 м3/ч при со-
лесодержании опресненной воды на том же уровне 0,85 г/л. При
спадах ветра напряжение снижалось до 135 В, а при порывах повы-
шалось до 250-260 В. Колебания потребляемой опреснителем мощ-
ности происходили в пределах от 1,7 до 6 кВт.
Результаты испытаний показали, что мощность ВЭУ Д-18Э
Достаточна для обеспечения работоспособности трех-четырех па-
раллельно работающих опреснительных установок данного типа.
63
Опреснительные ветроустановки на базе
ветроагрегата АВЭУ-6
В результате НИР и ОКР, выполненных в соответствии
с ТЗ № 0АЮ.104.998-70, в период 1970-1974 гг. была создана маяч-
ная ветроэнергетическая установка с опреснителем морской воды
(МВЭУ). Работы завершились государственными испытаниями трех
опытных образцов, установленных на островах Каспийского моря
с положительным результатом.
Для обеспечения питьевой водой мелких сельскохозяйствен-
ных объектов, не имеющих естественных источников пресной воды и
не подключенных к электросети, по заданию Главного Управления
“Союзглавсельхозводоснабжение” Минводхоза СССР была разрабо-
тана модификация опреснительной ветроустановки для опреснения
солоноватых вод с солесодержанием до 6 г/л производительностью
0,5 м3/ч. Эта установка, получившая обозначение УВЭО-0,5, разра-
батывалась также во ВНИИЭМ при участии автора. В разработке
блока управления опреснителем принимал участие к.т.н. В.М. Мишин
[32], а в разработке опреснительного аппарата от НИИПМ участво-
вал зав. лабораторией Э.М. Балавадзе.
Использование ветроагрегата для опреснения без стабили-
зации напряжения питания потребовало принятия новых технических
решений [33, 34] и теоретического обоснования их приемлемости
[35], выполненных автором.
Модификация ветроагрегата АВЭУ-6, используемая для пи-
тания опреснителей, отличается от стандартной соединением сило-
вых обмоток генератора мощностью 4 кВт в треугольник и системой
возбуждения, обеспечивающей регулирование напряжения, прямо
пропорциональное частоте (U/f = const). Такое регулирование необ-
ходимо для обеспечения прямоточного опреснения воды при коле-
баниях напряжения генератора ветроагрегата. Эту функцию реали-
зует блок возбуждения и заряда (БВЗ), который предусматривает
также возможность заряда батареи аккумуляторов напряжением
110 В. Аккумуляторы предназначены для работы с инвертором,
обеспечивающим стабилизированное питание 220 В, 50 Гц, необхо-
димое для электроосвещения, питания радио- и телевизионных при-
емников и оборудования маяков. Блок управления опреснителем
(БУО), получающий питание от блока БВЗ, обеспечивает автомати-
ческое управление работой опреснителя.
На рис. 4.11 представлена упрощенная гидравлическая схе-
ма опреснительной установки. Электронасос 1 подает минерализо-
ванную воду из водоисточника через фильтр 2 в резервуар исходной
воды 3. После его заполнения до датчика верхнего уровня насос 1
64
Из водоисточника
Сброс рассола
Рис. 4.11. Гидравлическая схема ветроэлектрической
опреснительной установки УВЭО-0,5
65
автоматически отключается и включается насос 4, прокачивающий
воду через опреснительный аппарат 9, и на его электроды подается
электропитание. В тракт опреснения исходная вода поступает через
вентиль 5 и ротаметр 7, а в рассольный - через вентиль 6 и рота-
метр 8. Вода, прошедшая рассольный тракт, поступает на промывку
электродных камер: сначала анодной, а затем катодной. Рассол,
выходящий из опреснительного аппарата, содержит газообразные
продукты электролиза, которые выводятся через газоотделитель 10.
Отработанный рассол сбрасывается в канализацию.
Установка работает в прямоточном режиме: вода на выходе
из тракта опреснения должна иметь со лесодержан ие, соответст-
вующее требуемому, что фиксирует датчик солесодержания 11, да-
вая разрешение клапану 12 на пропуск опресненной воды через
фильтр 13 в резервуар опресненной воды 14. Датчиком солесодер-
жания является электродный датчик электропроводности, угольные
электроды которого помещены в выходной патрубок тракта опресне-
ния опреснительного аппарата. Сигнал с выхода датчика через уси-
литель подается на обмотку электромагнита, переключающего
клапаны 12. Если солесодержание опресненной воды превысит до-
пускаемое значение, а это может иметь место в начальный период
опреснения воды, то клапан 12 направляет некондиционную воду с
выхода опреснительного аппарата в бак исходной воды 3.
Структурная электрическая схема ветроустановки УВЭО-0,5 с
блоками управления БВЗ и БУС представлена на рис. 4.12. Ветроаг-
регат ВА имеет генератор Г, от которого выходит кабель к блоку воз-
буждения и заряда. Блок БВЗ имеет в своем составе регулятор на-
пряжения PH и трансформатор тока ТТ. Если ток нагрузки превысит
допустимую величину, то регулятор PH уменьшит ток возбуждения
и устранит перегрузку. Генератор через понижающий трансформатор
ПТ соединен с выпрямителем В, к выходу которого может быть под-
ключена аккумуляторная батарея АБ напряжением 110 В и емкостью
до 500 Ач. Связь блока управления опреснителем (БУО) с генерато-
ром Г осуществляется кабелем, идущим от блока БВЗ.
Электрическая часть опреснительной установки содержит уз-
лы, обеспечивающие энергопитание насосов, опреснительного ап-
парата и системы автоматики. Энергопитание опреснительного ап-
парата ОА осуществляется через управляемый выпрямитель УВ,
катодная группа которого выполнена на тиристорах. Необходимая
корректировка напряжения питания опреснителя для конкретных ус-
ловий эксплуатации обеспечивается трехфазным автотрансформа-
тором РНТ, введенным в комплект установки. Электродвигатели на-
сосов: ДН1, обеспечивающий подачу воды в опреснитель, иДН2,
66
Рис. 4.12. Структурная электрическая схема ветроустановки УВЭО-0,5
с блоками управления
67
поднимающий воду из шахтного колодца, получают питание через
тиристорные коммутаторы ТК1 и ТК2, каждый из которых содержит
три диодно-транзисторные ячейки. Датчик солесодержания ДС, пе-
реключающий клапан ПК, и узел управления УУ получают питание от
отдельного стабилизированного выпрямителя Ст.В выходной мощ-
ностью 18 Вт и напряжением (12±1) В во всем диапазоне входного
напряжения. Узел управления УУ служит для формирования сигна-
лов, управляющих тиристорами. Эти сигналы формируются затор-
моженными блокинг-генераторами, которые управляются по базо-
вым цепям в соответствии с сигналами датчиков уровня (ДУ) в ре-
зервуарах для исходной и опресненной воды, а также датчика дав-
ления на входе в опреснительный аппарат. Если, например, уровень
исходной воды достиг нижнего предела или давление на входе в
опреснительный аппарат стало ниже допустимого, то подача управ-
ляющих импульсов на тиристоры управляющего выпрямителя УВ,
питающего опреснительный аппарат и ТК1, прекращается. Одновре-
менно начинается подача управляющих импульсов на ТК2 и возоб-
новляется работа водоподъемного насоса с заполнением бака ис-
ходной воды. Процесс опреснения возобновится после заполнения
бака исходной воды до верхнего предельного уровня.
Экспериментальные характеристики УВЭО-0,5
Объектом испытаний явился опытный образец ветроустанов-
ки, разработанный по ТЗ №0АА. 104.998-70 и доработанный с учетом
условий сельскохозяйственного водоснабжения. Указанный образец
успешно выдержал межведомственные испытания в сентябре
1974 г. Последующие полгода (с декабря 1974 г. по июнь 1975 г.) вы-
полнялись эксплуатационные испытания [36]. Испытания проводи-
лись в колхозе с. Гуро-Каменка Флорештского района Молдавской
ССР. Программа и методика испытаний были согласованы с Управ-
лением “Союзглавсельхозводоснабжение” 26 ноября 1974 г.
В процессе испытаний определялись следующие характери-
стики установки:
• техническая производительность (без учета затрат времени и
энергии на заполнение бака исходной воды);
• эксплуатационная производительность (с учетом времени и за-
трат энергии на заполнение бака исходной воды);
• проверка качества исходной и опресненной воды;
• определение развиваемой мощности в режиме заряда аккумуля-
торной батареи.
Техническая производительность опреснителя определялась
по показаниям счетчика опресненной воды ежечасно и синхронно с
68
регистрацией среднечасовой скорости ветра. Ежечасно регистриро-
вались показания счетчиков электроэнергии.
В процессе эксплуатационных испытаний 1 раз в сутки про-
изводилась запись показаний счетчиков водомеров и счетчиков
электроэнергии. На рис. 4.13, 4.14 представлены фотографии блока
БВЗ и общего вида опреснительной установки с блоком БУО.
Рис. 4.13. Блок возбуждения и заряда БВЗ
Рис. 4.14. Общий вид опреснительной установки УВЭО-0,5:
1 - резервуар исходной воды; 2 - резервуар опресненной воды; 3 - блок
управления опреснителем; 4 - ограждение; 5 - опреснительный аппа-
рат “Родник-3”; 6 - переключающий клапан; 7 - датчик
солесодержания опресненной воды
69
Среднечасовая скорость ветра
Рис. 4.15. Часовая производительность установки
по опресненной воде
Результаты измерений часовой производительности установ-
ки при опреснении воды с исходным солесодержанием 3,2 г/л
приведены на рис. 4.15. Полученные данные показывают, что устой-
чивый процесс опреснения воды обеспечивается при средней скоро-
сти ветра 4 м/с, а при среднечасовой скорости ветра 8 м/с произво-
дительность установки по опресненной воде достигает расчетного
уровня 500 л/ч. Удельный расход электроэнергии на опреснение од-
ного кубометра воды, как показывают данные рис. 4.16, колеблется в
пределах 2,1-2,8 кВтч/м3.
Результаты эксплуатационных испытаний (рис. 4.17) показы-
вают, что производительная работа установки начинается при сред-
несуточной скорости ветра 2 м/с, а при скорости ветра 6 м/с достига-
ет производительности 4,75 м3/сутки.
Эксплуатационные энергозатраты на процесс опреснения,
включая водоподъем, представлены на рис. 4.18. Они колеблются в
пределах от 3,25 до 4,2 кВтч/м3 Некоторое увеличение удельных
энергозатрат (с 2,2 до 2,8 кВтч/м3) обусловлено дополнительным
70
q,
Среднечасовая скорость ветра
Рис .4.16. Удельный расход электроэнергии
на опреснение воды
расходом энергии на подъем воды из шахтного колодца. Анализ ре-
зультатов эксплуатации установки УВЭО-0,5 за 15 суток работы в
широком диапазоне скоростей ветра (от 1,7 до 6 м/с) позволил опре-
делить величины суточного потребления электроэнергии опресни-
тельной установкой (рис. 4.19) при различных скоростях ветра.
Проверка работы ветроустановки в режиме заряда аккумуля-
торной батареи (рис. 4.20) показала, что при заряде АБ, составлен-
ной из 100 щелочных аккумуляторов, мощность заряда при скорости
ветра 8 м/с (10-минутный интервал осреднения скорости ветра) дос-
тигает значения 2,4 кВт. Номинальный режим опреснения воды с
солесодержанием 3,2 г/л соответствует мощности -1,5 кВт.
Таким образом, испытания показали, что для полного ис-
пользования выработки энергии ветроагрегата с генератором мощ-
ностью 4 кВт есть возможность увеличить загрузку ветроагрегата при
скоростях ветра выше 7-8 м/с, используя его не только для опресне-
ния воды, но и для одновременного заряда аккумуляторов.
71
О,м3/сут
Рис.4.17. Суточная производительность УВЭО-0,5
по результатам эксплуатационных испытаний
Качество опресненной воды в процессе эксплуатационных
испытаний контролировалось Лабораторией Комплексной Геологи-
ческой партии, расположенной в с. Гуро-Каменка Флорештского рай-
она Молдавской ССР. Солесодержание опресненной воды по дан-
ным анализа составило 652 мг/л. Бактериологический анализ пока-
зал пригодность опресненной воды в качестве питьевой без допол-
нительной обработки.
После проведения эксплуатационных испытаний установка
УВЭО-0,5 была передана в колхоз в хозяйственную эксплуатацию с
периодическим контролем технического состояния лабораторией
Кишиневского политехнического института (руководитель лаборато-
рии - к.т.н. И.С. Москалюк). В последующий период установка ус-
пешно работала в течение пяти лет.
Установки для опреснения морской воды использовались
также на трех островах Каспийского моря: Караадский, Бековичи и
72
Среднесуточная скорость ветра
Рис. 4.18. Удельные энергозатраты по результатам
эксплуатационных испытаний
Рис. 4.19. Суточное потребление энергии в режиме опреснения
73
Скорость ветра за 10 мин интервал
Рис. 4.20. Мощность ветроагрегата в режиме заряда АБ
Огурчинский (рис. 4.21), где они применялись для энергоснабжения и
опреснения воды на действующих маяках. В отличие от прямоточной
установки УВЭО-0,5 маячные опреснительные ветроустановки
(МВЭУ) выполнены по циркуляционной схеме и применялись для
опреснения морской воды. Опресняемая вода циркулирует по замк-
нутому контуру до тех пор, пока не опреснится до требуемого соле-
содержания, после чего срабатывает переключающий клапан, и оп-
ресненная вода поступает потребителю. Промывка рассольного
тракта и электродных камер электродиализатора сохранена прямо-
точной.
Предварительные испытания, выполненные бригадой спе-
циалистов ВНИИЭМ на указанных объектах, и государственные ис-
пытания, завершенные государственной комиссией в 1974 г., были
успешными. При опреснении воды с исходным солесодержанием
13 г/л ее производительность составляла 90-100 л/ч. Установка
МВЭУ была рекомендована к производству и применению. Материа-
74
Рис. 4.21. Маячная ветроопреснительная установка
на о.Огурчинский в период испытаний
лы о результатах испытаний, устройстве и характеристиках МВЭУ
были представлены на X Конференции Международной Ассоциации
маячных служб в 1970 г. в Токио [37].
4.5. Установки для электрохимической защиты
трубопроводов от коррозии
Для снижения воздействия почвенной коррозии на подзем-
ные магистральные трубопроводы и другие подземные сооружения,
содержащие сталь, необходим эффективный метод защиты. Наи-
больший эффект дает сочетание применения защитных покрытий с
электрохимйческими способами защиты, в частности с катодной за-
щитой. Катодная защита обеспечивается за счет создания разности
потенциалов между трубопроводом и непосредственно прилегаю-
щим к нему грунтом. Разность потенциалов создается источником
постоянного тока, причем минус присоединяется к трубопроводу, а
плюс - к анодному заземлению. Минимальная величина разности
75
потенциалов, обеспечивающая эффективную защиту, составляет
0,85 В. Максимально допустимая разность потенциалов между тру-
бопроводом и грунтом (по медно-сульфатному электроду) составля-
ет 1,5 В.
Осуществление катодной защиты в районах, отдаленных от
сетей централизованного электроснабжения, вызывает большие
трудности, связанные с тем, что для ее реализации необходимо со-
оружение линий электропередачи вдоль трассы трубопровода. Мощ-
ность, потребляемая станциями катодной защиты, составляет 0,5-5
кВт, напряжение питания - 220 В переменного тока. Сооружать сеть
специально для электропитания станций катодной защиты, как пра-
вило, нерентабельно.
В районах, где ветровые условия благоприятны для исполь-
зования энергии ветра (обычно это районы со среднегодовыми ско-
ростями ветра Vr > 4,5 м/с), для электроснабжения маломощных по-
требителей целесообразно применение ветроэлектрических агрега-
тов.
В начале 60-х годов была разработана ветроэлектрическая
станция КСВ-5-61 для катодной защиты магистральных трубопрово-
дов [38], включающая ветроэлектрический агрегат ВЭС-1-5, имею-
щий диаметр ветроколеса D = 5 м, и резервную аккумуляторную ба-
тарею, заряд которой осуществляется от генератора ветроагрегата
через понижающий трансформатор и выпрямитель. Станция позво-
ляет изменять выходное напряжение постоянного тока на клеммах
выпрямителя от 5,4 до 36 В ступенями через 1,8 В. Станция рассчи-
тана на применение щелочных кадмиеникелевых аккумуляторов с
последовательным соединением от 3 до 20 аккумуляторов. Включе-
ние аккумуляторов на заряд и прекращение заряда осуществляется
автоматически с помощью схемы, составленной из нескольких элек-
тромагнитных реле. Катодная станция эксплуатировалась на ряде
участков магистральных газопроводов страны, но широкого приме-
нения не получила. Одной из причин этого явилась недостаточная
мощность станции.
В 1975 г. в институте ВНИИЭМ была разработана новая вет-
роэнергетическая установка для электропитания систем катодной
защиты типа ВЭУ-К, источником энергии для которой служили
2 ветроэлектрических агрегата АВЭУ-6-2 мощностью 2 кВт каждый
[39]. Трехфазное напряжение 230 В частотой 50 Гц, развиваемое ге-
нераторами ветроэлектрических агрегатов, регулируется блоком
возбуждения, затем понижается трансформатором до 50 В и посту-
пает на выпрямитель. Выходы выпрямителей обоих ветроагрегатов
соединяются параллельно и подключаются к буферной аккумуля-
76
торной батарее напряжением 54 В. Напряжение, подаваемое в сис-
тему катодной защиты с зажимов аккумуляторной батареи, понижа-
ется до требуемого (12-24 В) посредством бесконтактного широтно-
импульсного регулятора напряжения.
В зависимости от скорости ветра установка может работать в
одном из трех режимов:
• скорость ветра более 6 м/с - суммарная мощность, развиваемая
ветроэлектрическими агрегатами, превышает мощность, потреб-
ляемую системой катодной защиты, - буферная аккумуляторная
батарея заряжается при избытке мощности;
• скорость ветра 3-6 м/с - суммарная мощность, развиваемая
ветроэлектрическими агрегатами, меньше мощности, необходи-
мой для питания системы катодной защиты, - дефицит мощности
компенсируется энергией, отдаваемой аккумуляторной батареей;
• скорость ветра меньше 3 м/с (энергетический штиль) - электро-
питание системы катодной защиты осуществляется только за
счет энергии, запасенной в аккумуляторной батарее.
Если в результате длительного энергетического штиля акку-
муляторная батарея окажется разряженной до нижнего предельно
допустимого уровня, подача электроэнергии в систему катодной за-
щиты во избежание чрезмерного разряда батареи автоматически
прекращается. Аккумуляторная батарея для защиты от атмосферно-
го воздействия расположена в подземном бункере, причем аккуму-
ляторы помещены в герметические контейнеры, снабженные газоот-
водом.
Технические данные установки ВЭУ-К
Число ветроэлектрических агрегатов, шт.............. 2
Номинальное напряжение аккумуляторной батареи, В....54
Номинальная емкость аккумуляторной батареи, А ч.....430
Тип аккумуляторных батарей....................ЗСТ-215ЭМ
Диапазон регулировки установки выходного напряжения, В ... 12—24
Энергообеспечение потребителя в год, ч...... не менее 6500
Диапазон рабочих температур, °C..............от -40 до +40
Несмотря на положительные результаты межведомственных
испытаний установки ВЭУ-К (1976 г.), она не нашла широкого приме-
нения из-за дефицита аккумуляторов и сложности организации их
обслуживания в условиях отдаленности от населенных пунктов и
магистральных дорог.
77
ЛВЭУ-6
Рис. 4.22. Схема соединений системы катодно-протекторной защиты
от коррозии
В последующие годы большое внимание уделялось совмест-
ному использованию протекторной и катодной защиты с применени-
ем ветроагрегатов без аккумуляторных батарей. Испытания экспе-
риментальной установки с применением ветроагрегата мощностью
1,5 кВт и протекторов при защите морских стальных свай показали
высокую эффективность. В условиях Апшеронского полуострова
применение ветроагрегатов позволило сократить число протекторов
в семь раз и увеличить срок их службы в три раза [40].
В НПО “Ветроэн” была разработана система электрохимиче-
ской защиты групповых водопроводов, в состав которой входят вет-
роагрегат АВЭУ-6, станция катодной защиты типа КСС-1200 и про-
текторы типа ПМ [41]. Расчеты экономической эффективности пока-
зали, что применение разработанной системы экономически выгод-
но, если для базового (сетевого) варианта защиты необходимо стро-
ить линию электропередачи протяженностью более 3 км.
На рис. 4.22 приведена схема соединений системы катодно-
протекторной защиты опытного образца, построенного в 1980 г. по
проекту института “Средволгогипроводхоз" на головном участке
78
Красноармейского группового водопровода (Самарская область).
Система работает следующим образом. При наличии рабочей ско-
рости ветра напряжение, развиваемое генератором, с выхода блока
автоматики БА-230 подается на вход станции катодной защиты КСС-
1200. Плюсовой вывод станции соединен по цепи: анодный заземли-
тель (на схеме - анод), грунт, трубопровод, колонка контрольно-
измерительных приборов (КИП) с минусовой клеммой станции
КСС-1200.
В безветренную погоду, когда электроэнергия от ветроагре-
гата не поступает, защитный потенциал обеспечивается протекто-
рами. В этом случае ток проходит по замкнутой цепи: протекторы,
грунт, трубопровод, диод D, регулировочное сопротивление R, про-
текторы. На рис. 4.23 представлена экспериментальная зависимость
выходного тока КСС-1200 от скорости ветра при работе на реальный
водопровод.
Рис. 4.23. Экспериментальная зависимость величины защитного тока
от скорости ветра
Ведомственные испытания опытного образца системы, про-
веденные в 1980 г. при участии автора, дали положительные резуль-
таты. Комбинированная система защиты была рекомендована к
опытно-промышленному внедрению и внедрена на трассе Ики-
Бурульского водопровода (Калмыкия) с применением 17 ветроагре-
гатов АВЭУ-6.
79
4.6. Использование ветроэлектрических агрегатов
для производства тепла
Ветроэлектрические водоподъемные установки, применяе-
мые только для подъема воды в зимний период времени, имеют
возможность дополнительной выработки энергии в значительных
размерах. Избыток энергии при работе АВЭУ-6 может быть приме-
нен для обогрева помещения, расположенного рядом с водопойным
пунктом, подогрева воды в резервной емкости, освещения помеще-
ния и питания бытовой аппаратуры.
Для подъема воды и электронагрева к стабилизации пара-
метров энергии прибегать, как правило, не требуется, а для питания
бытовых приборов и ламп освещения целесообразно использовать
батареи аккумуляторов совместно с зарядным устройством, полу-
чающим питание от ветроагрегата.
Водопойные пункты круглогодичного использования, осна-
щенные электронагревательными и осветительными приборами, а
также другой бытовой аппаратурой, имели большую популярность у
местного населения Краснодарского и Ставропольского краев, а так-
же в Казахстане.
Начиная с 1981 г. по решению Госкомитета по гидрометеоро-
логии и охране окружающей среды ветроагрегаты АВЭУ-6
должны использоваться для отопления жилых помещений на антарк-
тической станции Новолазаревская, где количество полярников в то
время достигало 36 человек. Это была первая в мире попытка ис-
пользования ветродвигателей в Антарктиде.
В ночь с 19 на 20 ноября 1981 г. научно-исследовательское
судно “Профессор Зубов” с новой сменой зимовщиков, в числе кото-
рых были два ветроэнергетика из НПО "Ветроэн": В.И. Репьев и
С.С. Вавилов, с четырьмя комплектами ветроагрегатов АВЭУ-6 вы-
шло в Балтийское море и взяло курс на Антарктиду.
Станция Новолазаревская расположена на каменистых хол-
мах оазиса Ширмахера, имеющего размеры от 3 км шириной до
18 км длиной. Высота над уровнем океана - 105 м. Как отзывались
зимовщики: там камни, лед, злые ветры и лютый холод.
Новый экипаж станции сначала прибыл на станцию Моло-
дежная, а оттуда самолетом ИЛ-14 7 января 1982 г. был доставлен
на аэродром станции Новолазаревская, устроенный на леднике
толщиной 500 м.
Доставка ветроагрегатов задерживалась. В конце апреля
прибыл санно-гусеничный поезд с одним комплектом АВЭУ-6.
В начале зимы были пущены в эксплуатацию два ветроагрегата
80
Рис. 4.24. Первый ветроагрегат в Антарктиде
(рис. 4.24). В первые сутки работы ВЭУ температура в жилом поме-
щении поднялась с +3 до +15 °C. Зимовщики были обрадованы и
приятно удивлены результатами работы ветроустановок. В 1985 г.
на станции их работало шесть. Главный инженер экспедиции
А.М. Сошников в газете “Известия” от 30 марта отметил, что все
“ветряки” работали хорошо и отлично. К этому времени ветроагрега-
ты выработали 125 тыс. кВтч энергии и сэкономили 25 т привозного
горючего. Один ветроагрегат был установлен для отопления слу-
жебного помещения аэродрома ст. Новолазаревская в 15 км от ос-
новной площадки размещения станции. В качестве фундамента вет-
роагрегата были использованы бывшие в употреблении грузовые
сани для перевозки горючего (рис. 4.25). Передвижной фундамент
обеспечивал дополнительные эксплуатационные преимущества.
Многолетний опыт эксплуатации ветроагрегатов в Антаркти-
де показал, что в районе с частыми ветрами штормовой силы ветро-
агрегаты имеют достаточно высокую надежность при условии регу-
лярного проведения технического обслуживания. Обобщение опыта
эксплуатации также показало, что за год работы ветроагрегат обес-
печивает экономию 5 т дизельного топлива [42].
В 1986 г. в соответствии с соглашением, заключенным между
руководством НПО "Ветроэн”, заводом “Ветроэнергомаш”
(г.Астрахань) и дирекцией рыбоперерабатывающего завода “Сааре
Калэр”, расположенного на острове Сааремаа (Эстония), НПО “Вет-
роэн’’ разработало проект использования 62-х ветроустановок
АВЭУ6-4 для обеспечения завода горячей водой.
81
Рис. 4.25. Ветроагрегат АВЭУ6-4 на передвижном
фундаменте в Антарктиде
Согласно проекту каждый ветроагрегат укомплектован тремя
электронагревателями суммарной мощностью 3 кВт. Электронагре-
ватели всех ветроагрегатов устанавливаются в нескольких тепло-
изолированных емкостях для нагреваемой воды. При достижении
необходимой температуры горячая вода направляется в цеха рыбо-
перерабатывающего завода.
Первая очередь строительства ветроэлектростанции состоя-
ла из 26 ВЭУ (рис. 4.26). Ее работа была отлажена специалистами
лаборатории испытаний НПО "Ветроэн" с участием автора. Этап
экспериментальной эксплуатации станции показал работоспособ-
ность системы и возможность подачи горячей воды в цеха
завода.
Для передачи первой очереди строительства в опытную экс-
плуатацию была необходима подготовка нескольких местных спе-
циалистов для ведения эксплуатации ВЭУ и электронагревательных
устройств. Подготовку должны были провести сотрудники НПО
“Ветроэн”.
Однако завод не смог получить разрешения на увеличение
численности сотрудников завода. В результате многоагрегатная сис-
тема оказалась без постоянного присмотра и обслуживания. В 1991
г. в связи с распадом СССР часть ветроагрегатов комплекса была
демонтирована и отправлена для использования в Ленинградскую
область. В составе первой очереди строительства многоагрегатной
ВЭС на о.Сааремаа были проверены в работе также два опытных
образца ветроэлектрических агрегатов АВЭУ-12 с ветроколесом
D=12 м и генератором мощностью 16 кВт. К каждому из вет-
роагрегатов подключалась тепловая нагрузка, соответствующая но-
82
Рис. 4.26. Ветроагрегаты АВЭУ6-4 на о.Сааремаа
в период экспериментальной эксплуатации комплекса
минальной мощности генератора. Ветроагрегат АВЭУ-12 был разра-
ботан в НПО «Ветроэн» под руководством Главного конструктора
Л И. Терентьева. На рис. 4.27 представлен общий вид ветроагрега-
та, а на рис.4.28 приведена конструкция головки ветроагрегата.
Ограничение частоты вращения на заданном уровне в этом
агрегате реализуется благодаря повороту лопастей ветроколеса на
увеличение углов установки. Система, обеспечивающая регулиро-
вание частоты вращения, состоит из блока регулирования, задаю-
щего требуемый уровень частоты и системы гидропривода, состоя-
щей из гидравлического насоса, блока гидравлического управления
2 и устройства штормового останова ветроагрегата. Штормовой ос-
танов настраивается в диапазоне скоростей ветра от 20 до 25 м/с.
При достижении заданного значения скорости ветра штормовая ло-
патка 3 блока гидравлического управления 2 под действием давле-
ния ветра отклоняется, преодолевая сопротивление пружины, и от-
крывает клапан останова. В результате гидронасос начинает пода-
вать масло через этот клапан и производит перевод лопастей во
флюгерное положение, при котором ветроагрегат прекращает рабо-
ту. Работоспособность ветроагрегата восстанавливается автомати-
чески при ослаблении скорости ветра до 10-12 м/с. При этом штор-
мовая лопатка возвращается в исходное положение и клапан оста-
нова закрывается. Это приводит к переводу лопастей в рабочее по-
ложение и восстановлению ветроагрегата в работе.
В конструкциях ветроагрегатов АВЭУ-12 и АВЭУ6-4 токо-
съемные устройства для передачи энергии от подвижной головки к
кабелю, закрепленному на неподвижной башне, не применяются.
Осмотр кабеля и его раскрутка, в случае необходимости, произво-
дится в период проведения технического обслуживания 1 раз в ме-
сяц. Ветроагрегат АВЭУ-12 имеет в своем составе генератор типа
83
Рис. 4.27. Общий вид ветроагрегата АВЭУ-12
Рис. 4.28. Конструкция головки ветроагрегата АВЭУ-12:
1 - лопасть; 2 - блок гидравлического управления;
3 - штормовая лопатка; 4 - корпус мультипликатора;
5 - генератор; 6 - корпус червячного редуктора;
7 - лопасть виндрозного механизма
СГВ с блоком частотного регулирования напряжения, обеспечиваю-
щим оптимальные условия агрегатирования ветродвигателя с раз-
личными видами нагрузок [26]. Серийное производство АВЭУ-12
было организовано Башкирским филиалом НПО «Ветроэн». Изго-
84
товленные 80 ветроагрегатов были отгружены по заявкам организа-
ций-потребителей, в основном в азиатские республики СССР -
в Казахстан, Туркмению и Киргизию.
Разработки НПО «Ветроэн»: АВЭС-100 и АВЭС-250
Под руководством Л.И. Терентьева в НПО «Ветроэн» были
разработаны также две ВЭС мощностью 100 и 250 кВт (рис. 4.29).
Первая (АВЭС-100) предназначалась для работы в автономном ре-
жиме, вторая (АВЭС-250) - для параллельной работы с сетью. В
новой разработке применено трехлопастное ветроколесо с лопа-
стями из стеклопластика, гидравлический привод механизма пово-
рота лопастей и устройство автоматической раскрутки кабеля.
Рис. 4.29. АВЭС - 250 в районе г.Новороссийск
Подготовка АВЭС-250 к серийному производству была осу-
ществлена в НПО «Южное» (г.Днепропетровск). В августе 1995 г.
был осуществлен монтаж и ввод в эксплуатацию шести АВЭС-250
на вечномерзлых грунтах Воркуты. В 1998 г. в ведении
«Печоршахтстрой» в эксплуатации находились четыре АВЭС-250.
После распада СССР НПО «Южное» продолжило выпуск
этих ВЭС небольшими партиями по мере поступления заказов.
85
Глава 5. ВЕТРОДИЗЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
5.1. Основные результаты исследований Дании
ио ветродпзельным установкам
для автономного электроснабжения
Исследования проводились в Национальной лаборатории
RISO (Дания) с 1984 по 1990 год. В исследованиях и эксперимен-
тальной проверке различных вариантов исполнения ветродизельных
установок (ВДУ) принимал также участие Чалмерский технологиче-
ский университет (Швеция). Исследованные варианты исполнения
ВДУ по данным опубликованного доклада [43] подразделены на че-
тыре класса. Ниже приводятся характеристики и схемы разновидно-
стей ВДУ.
Класс 1 является простейшим. В нем используется стандарт-
ный ветровой агрегат ВА сетевого использования с асинхронным
генератором АГ (рис. 5.1,а), который работает с постоянным вклю-
чением на сборные шины СШ потребителя. В комплект оборудова-
ния ВА введена автоматически регулируемая нагрузка PH,
предотвращающая перегрузку ВА при высоких скоростях ветра за
счет снижения частоты вращения до заданного расчетного уровня.
Стандартная дизель-электрическая станция (ДЭС) работает
постоянно, обеспечивая реактивной энергией асинхронный
генератор АГ. Полная (100%) доля участия в графике нагрузки
ветроагрегата считается допустимой. Экономия топлива будет
определяться степенью снижения потребления топлива при
частичной загрузке дизельного двигателя.
В ВДУ класса 1 экономия топлива будет небольшой, но сис-
тема оказывается предельно простой и приемлемой в тех случаях,
когда фактор максимума надежности более важен, чем максимум
экономии топлива.
Схема ВДУ класса 2 представлена на рис. 5.1,6. В ней в кон-
струкцию ДЭС внесены изменения: между дизельным двигателем
ДД и синхронным генератором СГ установлены: соединительная
муфта СМ и небольшой инерционный аккумулятор ИА. Ветроагрегат
ВА так же, как и в классе 1, имеет асинхронный генератор АГ. Когда
ветер сильный и ВА один способен обеспечить требуемую потреби-
86
Рис. 5.1. Блок-схемы ВДУ класса 1 (а) и класса 2 (б):
ВА - ветроагрегат; АГ - асинхронный генератор; PH - регулирую-
щая нагрузка; СШ - сборные шины; ДД - дизельный двигатель;
СГ - синхронный генератор; СМ - соединительная муфта;
ИА - инерционный аккумулятор
телем мощность, ДЭС прекращает работу и муфта СМ разъединяет
инерционный аккумулятор ИА с генератором СГ от дизельного дви-
гателя ДД. Генератор СГ будет продолжать вращение, обеспечивая
АГ реактивной энергией.
В случае, когда развиваемая мощность ветроагрегата начи-
нает превышать потребность потребителей энергии, автоматически
включается регулируемая нагрузка PH, обеспечивающая снижение
частоты тока до стандартного уровня 50 Гц.
Инерционный аккумулятор ИА обеспечивает некоторое сгла-
живание колебаний частоты тока и ускоряет процесс запуска ДД при
спадах скорости ветра, не допуская значительного снижения часто-
ты тока. Инерционный аккумулятор не имеет большого запаса энер-
гии, так как он представляет собой вращающийся металлический
диск. Инерционный аккумулятор может обеспечить расчетную мощ-
ность только в течение 1-2 секунд в период запуска ДД.
Система управления ВДУ должна быть оснащена дополни-
тельными устройствами пуска и останова ДД при резком изменении
нагрузки потребителя или при спаде скорости ветра. Однако счита-
ется, что ВДУ класса 2 достаточно проста и требует минимума элек-
тронного оборудования. Экономия топлива в данном варианте су-
87
BA
BA
I СШ
PH
---------------: g j.,,..,, ...—И
, - — < I ;..........11
| АЭ —J
*- | ИН •: CLU
ДД ; Г j— — , I
i Потребитель L----------------—. i
a 6
Рис. 5.2. Блок-схемы ВДУ класса 3(a) и класса 4(6):
ВА - ветроагрегат; АГ - асинхронный генератор; PH - регулирую-
щая нагрузка; СШ - сборные шины; ДД - дизельный двигатель;
СГ - синхронный генератор; СМ - соединительная муфта;
ИА - инерционный аккумулятор; АЭ - аккумулятор энергии;
В - выпрямитель; Ин - инвертор
щественно возрастает благодаря тому, что при благоприятных вет-
ровых условиях дизельный двигатель не работает и не расходует
топливо.
Схема ВДУ класса 3 (рис. 5.2,а) отличается от предыдущего
варианта введением в состав ВДУ аккумулятора энергии АЭ, в каче-
стве которого может служить аккумуляторная батарея, гидравличе-
ский аккумулятор и другие источники энергии, преобразующие пер-
вичную энергию в электричество. Емкость АЭ может быть различ-
ной: в одних случаях емкость АЭ рассчитывается исходя из условия
обеспечения работоспособности ВДУ при перерывах энергоснабже-j
ния от ВА в течение нескольких минут, а в других - считается необ-
ходимым иметь АЭ, обеспечивающий работоспособность системы в
течение 2-3 часов. В последнем случае ДЭС не работает длитель-,
ный период времени без ущерба для потребителей энергии. Эконо-,
мия топлива при использовании ВДУ класса 3 в районах с благопри-
ятными условиями достигает высокого уровня. Использование инер-
ционного аккумулятора и соединительной муфты дополнительно
88
повышает эффективность ВДУ за счет возможности снижения вре-
мени работы ДД при благоприятных ветровых условиях.
Национальная лаборатория RISO считает, что благодаря от-
носительно простому устройству и возможности получения значи-
тельной экономии топлива ВДУ класса 3 имеет перспективы широко-
го применения.
ВДУ класса 4 (рис. 5.2,6) имеет в своем составе ВА стан-
дартного типа с синхронным или асинхронным генератором, и стан-
дартной конструкции ДЭС соизмеримой с ВА мощности, без исполь-
зования инерционного аккумулятора. Ветроагрегат работает через
выпрямитель В на инвертор Ин, выход которого соединен со сбор-
ными шинами СШ потребителя. В случае недостатка энергии для
обеспечения нужд потребителя недостающая часть поступает от
аккумуляторной батареи АБ. В случае избытка энергии производится
питание нагрузок потребителя и подзаряд АБ. При штилевой погоде
и при слабом ветре работает ДЭС в режиме обеспечения нагрузок
потребителей и подзаряда АБ.
ВДУ класса 4 имеет возможности для достижения макси-
мальной экономии топлива. Система контроля и управления работой
комплекса должна быть компьютерной, чтобы обеспечить выполне-
ние всех необходимых операций. Эксплуатация ВДУ класса 4 требу-
ет наличия штата квалифицированных специалистов, которые смо-
гут проводить ее отладку и техническое обслуживание. Возможная
доля энергии, которую может обеспечить ветроагрегат, при благо-
приятных ветровых условиях достигает 50%. К этому уровню при-
ближается и экономия дизельного топлива.
Датскими специалистами также проводилось изучение эф-
фективности параллельной работы ДЭС и ВЭС. Примером таких
ветродизельных систем могут служить три системы в островной рес-
публике Cape Verde, в которой Дания к существующим многоагре-
гатным ДЭС мощностью 3; 8 и 11 МВт подключила восемь ВЭС дат-
ской фирмы Nordtank мощностью по 300 кВт каждая [44]. Опыт экс-
плуатации таких систем, сопровождаемый длительными проверками
различных режимов эксплуатации, показал, что при повышении доли
мощности ВЭС выше 20% нарушается качество электроэнергии, и
наблюдаются неоднократные случаи выхода из строя регуляторов
напряжения генераторов ДЭС. Средний уровень участия в выработ-
ке энергии ветроагрегатов указанной системы, составивший 15%,
признан допустимым. Уровень достигаемой экономии топлива коле-
бался в пределах от 10 до 20% от общего расхода.
Опыт эксплуатации ВДУ, реализующих параллельную работу
ВЭС и ДЭС, убеждает в том, что для поселков Крайнего Севера и
89
Дальнего Востока, откуда чаще всего поступают заявки на строи-
тельство ВЭУ, эффективность их применения будет невысокой. В
указанных регионах используются в основном ДЭС мощностью 100-
200 кВт. Это означает, что при таких мощностях ДЭС рекомендуется
для параллельной работы применять ВЭС мощностью до 30 кВт.
Это не даст возможность получить значительную экономию дизель-
ного топлива. Возможность более эффективного использования
ВЭС можно иллюстрировать опытом использования ВЭС на острове
Фэр (Шотландия). Там для поселка численностью 70 жителей в
1975 г. была построена электростанция с двумя ДЭС, одна из кото-
рых мощностью 20 кВт была достаточна для электроснабжения ле-
том, а другая - мощностью 50 кВт - предназначалась для электро-
снабжения зимой. Электроснабжение потребителей поселка обеспе-
чивается трехфазными подземными кабелями. Проектом преду-
сматривалось, что электроэнергия будет использоваться для элек-
троосвещения, питания холодильников и обеспечения культурных
нужд населения из расчета 2 кВт на один дом. Электроснабжение
гарантировалось в течение 2-х часов утром и вечером от сумерек до
23 часов [45].
Ветровые условия острова весьма благоприятны. Среднего-
довая скорость ветра 9,6 м/с. В июне 1982 г. там была установлена
ВЭС мощностью 50 кВт. С тех пор производство энергии возросло в
3,7 раза. Ветроагрегат имеет следующие параметры: Д=14 м,
Н=15,5 м. Число лопастей - 3. Ограничение частоты вращения обес-
печивается аэродинамическими тормозами, установленными на кон-
цах лопастей, и регулирующей нагрузкой. В связи с увеличением
мощности построена дополнительная распределительная система
для электроснабжения электронагревателей. Первичная система
распределения энергии была сохранена в прежнем виде. Двойная
система электроснабжения имеет то преимущество, что когда энер-
гии от ВЭС недостаточно, энергоснабжение в гарантированные часы
может быть обеспечено от ДЭС, а энергия от ВЭС в это время будет
распределяться в дополнительной системе.
Блок-схема ВДУ на о.Фэр приведена на рис. 5.3. Главные вы-
ключатели сборных шин включены таким образом, что только два из
них могут быть включены одновременно. Если отключен выключа-
тель В2, то ДЭС работает на систему гарантированного электро-
снабжения ГЭ поселка, а ВЭС - на электронагревательную нагрузку
ЭН и фидер с нагрузками HP, считающийся резервным.
Если отключен выключатель ВЗ, то дизель может быть оста-
новлен, и все виды нагрузок поселка подключаются к работающей
ВЭС.
90
Рис. 5.3. Блок-схема ВДУ на о.Фэр (Шотландия):
ВА — ветроагрегат; СГ - синхронный генератор; PH - регулирующая
нагрузка; ДД - дизельный двигатель; Р - редуктор; HP - нагрузка
резервная; ЭН - электронагревательная нагрузка; ГЭ - нагрузка
гарантированного энергоснабжения; Bl, В2, ВЗ - выключатели
В каждом доме поселка устанавливаются три электронагре-
вательных элемента, каждый из которых имеет мощность 750 Вт.
Первый - «приоритетный» - элемент используется для нагрева во-
ды (чайник). Два других элемента работают на нагреватели с тепло-
изоляцией (термосы). В случае, когда часть потребителей отключе-
на, при сильном ветре автоматически включаются секции регули-
рующей нагрузки PH, обеспечивая необходимое ограничение часто-
ты вращения ВА.
Эксплуатация ВДУ на о.Фэр показала, что себестоимость
электроэнергии, полученной от ДЭС, составила 8 цент./кВтч, а от
ВЭС - 3,5 цент./кВт-ч. На этой станции было разработано специаль-
ное устройство, позволяющее потребителям различать вид потреб-
ления, чтобы потребитель в каждом доме знал, когда счетчик энер-
гии включается на более высокий тариф.
Результаты работы ВДУ на о.Фэр в 1983-1984 гг. приводятся
в табл. 5.1.
91
Таблица 5.1
Показатели выработки энергии ВДУ
Показатели Выработка энер- гии, кВтч Процент, %
Выработка энергии ВЭС за год работы (1983-1984) 189829
Потери энергии на ограничение часто- ты вращения ветроагрегата 20934 11,03
Суммарная выработка энергии ВДУ за год работы (06.83-06.84) 185024 100
Выработка энергии ВЭС за год рабо- ты(06.83-06.84) 168895 91,28
Выработка энергии ДЭС за год рабо- ты(06.83-06.84) 16147 8,72
Из приведенной выше таблицы следует, что на долю ДЭС
приходится только 8,72% выработанной энергии. Остальная энергия
обеспечивалась ВЭС.
До монтажа ВЭС за период с июня 1981 г. по июнь 1982 г.
выработка энергии ДЭС составляла 55000 кВтч. Из данных табл. 5.1
следует, что в период 1983-1984 гг. общее потребление энергии по-
селком острова возросло в 3,36 раза, причем выработка энергии
ДЭС снизилась с 55 до 16,15 МВт-ч, т.е. в 3,4 раза.
Столь значительный успех в развитии электроснабжения
о.Фэр и получения экономии дизельного топлива при использовании
ВЭС объясняется следующими причинами:
• высокой среднегодовой скоростью ветра на месте применения
ВЭС;
• использованием схемы электроснабжения с раздельной работой
ВЭС и ДЭС по группам потребителей;
• большой долей нагревательной нагрузки, допускающей отклоне-
ния напряжения и частоты тока от номинальных величин без от-
рицательных последствий для оборудования.
5.2. ВДУ с микропроцессорным управлением
Германская фирма SMA Regelsysteme GmbH с 1981 г. спе-
циализировалась на разработке систем автоматического управления
силовой электроники с использованием микропроцессоров. В облас-
92
ти автономного электроснабжения фирма разработала ряд между-
народных проектов ветродизельных установок различной мощности.
Партнером SMA является австралийская фирма Powercorp,
которая принимала участие в разработке совместного проекта авто-
матизированной системы управления автономных электростанций
различного типа, получившей название «Intelligent Power Systems».
Фирма Powercorp имеет большой опыт строительства и эксплуата-
ции дизельных электростанций в различных регионах Австралии.
В 1987 г. фирма SMA построила и испытала первую в мире
ветродизельную установку ВДУ с новой системой управления на ир-
ландском острове Cape Clear. За ней последовали ВДУ в Греции,
Ирландии, Иордане и Китае.
В состав ВДУ на о.Раслин (Ирландия) входили три ветро-
электрических агрегата «Аеготап» мощностью по 33 кВт каждый,
три ДЭС мощностью: 48; 80 и 132 кВт, аккумуляторная батарея (АБ)
напряжением 220 В энергоемкостью до 100 кВт-ч и трехфазный
инвертор выходной мощностью 140 кВт. В соответствии с
приведенной в разделе 5.1 датской классификацией ВДУ,
реализующие автоматическое управление Intelligent Power Systems
(IPS) следует отнести к ВДУ класса 4. Ветровые условия на о.Раслин
весьма благоприятны для использования энергии ветра
(среднегодовая скорость ветра около 10 м/с). Благодаря этому и
использованию системы IPS электроснабжение острова было
обеспечено с минимальным участием ДЭС: суммарное время их
работы на протяжении года эксплуатации не превышало 10-20%.
Фирма SMA считает, что ВДУ с микропроцессорным управ-
лением целесообразно использовать, начиная с установленной
мощности от 20 кВт до 2 МВт.
Система управления IPS позволяет:
• минимизировать число циклов пуска-останова ДЭС и обеспечить
их работу в режиме максимальной нагрузки;
• производить отключение ДЭС при полном заряде АБ в случае,
когда среднее значение скорости ветра таково, что ветроагрегаты
способны обеспечить энергией 80-90% нагрузки потребителя;
• обеспечить возможность использования дистанционного контро-
ля режимов работы ВДУ, используя телефонную линию связи.
В 1990 г. фирма SMA поставила в Китай два комплекта ВДУ
системы IPS для использования в районах Внутренней Монголии,
где среднегодовая скорость ветра колеблется в пределах 5-6 м/с.
Общий вид комплекта ВДУ с ветроагрегатом «Аеготап» мощностью
33 кВт представлен на рис. 5.4.
93
Рис. 5.4. Комплект ВДУ IPS мощностью 33 кВт
В состав каждого комплекта ВДУ входят два контейнера:
один для размещения ДЭС мощностью 35 кВт (рис. 5.5.), другой -
для АБ и системы управления IPS (рис. 5.6).
Рис. 5.5. ДЭС мощностью 35 кВт
94
Рис. 5.6. Размещение АБ с системой циркуляции электролита
На рис. 5 7 приведена блок-схема ВДУ. ДЭС и ВЭА работают
на общие сборные шины 400 В. В периоды времени с сильным вет-
ром ветроагрегат обеспечивает питание потребителей и подзаряжа-
ет аккумуляторную батарею. В случае кратковременных спадов ско-
рости ветра дефицит мощности восполняется за счет энергии, запа-
сенной в АБ. Инвертор Ин при сильном ветре работает в режиме
выпрямителя, подзаряжая АБ. ДЭС включается автоматически при
разряде АБ до заданного уровня. Емкость АБ достаточна для рабо-
ты на номинальную нагрузку в течение одного часа.
Фирма SMA произвела расчеты экономической эффективно-
сти системы IPS для ВДУ с расчетной годовой выработкой 350 и 550
МВтч [46].
Ниже приводятся основные результаты расчетов для ВДУ с
годовой выработкой энергии 350 МВтч в зоне со среднегодовой ско-
ростью 7 м/с при стоимости 1 л дизельного топлива 0,8 DM. В состав
типовой ВДУ входят два ВЭА «Аеготап», два дизеля (47 и 60 кВт).
В качестве базы сравнения используется ДЭС номинальной мощно-
стью 125 кВт. Приведенные цены относятся к августу 1993 г.
Затраты для ВДУ малой мощности и ее эксплуатационные
показатели приведены в табл. 5.2.
Из данных табл. 5.2 следует, что при скорости ветра
Vr = 7 м/с использование ВДУ IPS позволяет получить 75 % эконо-
мии топлива.
95
истема управления
Ветроагрегат
Рис. 5.7. Блок-схема ВДУ мощностью 30 кВт
(Внутренняя Монголия):
АГ — асинхронный генератор; СШ - сборные шины; ДД - дизельный
двигатель; СГ - синхронный генератор; АБ - аккумуляторная бата-
рея; Ин - инвертор
Таблица 5.2
Результаты годовой эксплуатации ВДУ IPS в сравнении с ДЭС
Состав IPS Кол-во Тип Мощ- ность,кВт Затраты, DM Обслужи- вание, DM Срок службы Время работы,ч Годовая выработ- ка, МВтч
ВЭУ 2 Aero- man 33 300000 7000 20 лет 7223 264
Диз1 1 Д47 47 18000 3947 20 тыс.ч 2045 60,8
Диз2 1 Д60 60 23300 1479 20 тыс.ч 682 25,9
96
Продолжение табл. 5.2
Состав IPS Кол-во Тип Мощность, кВт I Затраты, DM Обслужи- вание, DM Срок службы Время работы,ч Годовая выработ- ка, МВтч
Сис- тема управ- ления 1 WD BS 350 226800 3300 20 лет
АБ 1 Кис- лотн. 50 кВтч 72200 1200 8 лет
Топ- ливо 25395 л 20316 1 год
База сравнения - дизельная система
Топ- ливо 102072 л 81657 1 год
Дэе 1 Д125 125 18022 55579 20 тыс.ч 8760 350
ДИЗ рез-в 1 Д125 125 18022 20 тыс.ч
Сис- тема управ- ления 1 17800 20 лет
Дополнительные работы 30000 1 год
Расчеты себестоимости электроэнергии, получаемой при ра-
боте от ДЭС и от ВДУ IPS при Vr = 7 м/с, выполнены при изменении
стоимости дизельного топлива в пределах от 0,6 до 1,0 DM/литр.
Расчеты показывают, что использование ВДУ IPS позволяет снизить
удельные затраты на производство электроэнергии при стоимости
топлива 0,6 DM/литр - на 30%, а при увеличении стоимости топлива
до 0,8 и 1,0 DM/литр соответственно на 37,5 и 43%.
Данные, характеризующие влияние стоимости топлива на
себестоимость энергии ВДУ и ДЭС, приведены в табл. 5.3.
Для лучшего понимания механизма изменения экономиче-
ских показателей ВДУ IPS необходимо определить, как они изменя-
ются в диапазоне скоростей ветра от выше и ниже рассмотренного
режима Vr = 7 м/с. Расчеты выполнены для трех значений средней
скорости ветра: 5; 7 и 9 м/с при стоимости топлива 0,8 DM/литр.
97
Таблица 5.3
Удельные затраты ВДУ и ДЭС при изменении стоимости топлива
Варианты стоимости топлива Энерго- источ- ник Капитало- вложения, DM/кВт-ч Ремонт и обслужи- вание, DM/кВтч Доля топлива, DM/кВтч Сумма, удельных затрат, DM/кВтч
1 0,6 DM/л ВДУ IPS 0,18 0,05 0,04 0,27
ДЭС 0,06 0,16 0,17 0,39
2 0,8 DM/л ВДУ IPS 0,18 0,05 0,06 0,29
ДЭС 0,06 0,16 0,23 0,45
3 1,0 DM/л ВДУ IPS 0,18 0,05 0,07 0,3
ДЭС 0,06 0,16 0,29 0,51
Результаты расчета удельных затрат на производство элек-
троэнергии в зависимости от величины скорости ветра Vr приведены
в табл. 5.4.
Таблица 5.4
Удельные затраты ВДУ и ДЭС при различных Vr
Варианты среднегодовой скорости ветра Энерго- источ- ник Капитало- вложения, DM/кВтч Ремонт и обслу- живание, DM/кВтч Доля топли- ва, DM/ кВтч Сумма удельных затрат, DM/кВтч
1 5 м/с ВДУ IPS 0,19 0,07 0,14 0,40
ДЭС 0,06 0,16 0,23 0,45
2 7 м/с ВДУ IPS 0,18 0,05 0,06 0,29
ДЭС 0,06 0,16 0,23 0,45
3 9 м/с ВДУ IPS 0,17 0,04 0,04 0,25
ДЭС 0,06 0,16 0,23 0,45
Анализ данных табл. 5.4 позволяет сделать вывод, что
удельные затраты на производство энергии от ВДУ IPS с ростом
скорости ветра от 5 до 9 м/с снижаются от 0,40 до 0,25 DM /кВтч.
Использование ВДУ IPS позволяет снизить удельные затраты на
производство электроэнергии по сравнению с ДЭС на 11% при
Vr = 5 м/с и на 45% при Vr = 9 м/с.
98
5.3. Выбор схем ВДУ, перспективных для автономного
электроснабжения
Рассматривая схемы ВДУ, предлагаемые датской Нацио-
нальной лабораторией Rise, следует признать, что для условий Рос-
сии первые три класса ВДУ не имеют широких перспектив примене-
ния по следующим причинам.
ВДУ класса 1 предусматривает непрерывный режим работы
ДЭС, включая работу на холостом ходу. Согласно инструкциям по
эксплуатации ДЭС отечественного производства режим работы ди-
зелей при малой нагрузке не допускается из-за опасности образова-
ния нагара и неоправданной трате рабочего ресурса дизеля и уве-
личенного расхода топлива.
ВДУ класса 2 позволяет отключить дизель, когда ветроагре-
гат при сильном ветре способен обеспечить питание потребителя с
соблюдением необходимого качества энергии. Недостатком ВДУ
класса 2 является большое число циклов пуска-останова дизеля при
порывистом ветре и необходимость организации производства спе-
циальной серии ДЭС с инерционным аккумулятором, соединитель-
ной муфтой и системой их автоматического управления.
ВДУ класса 3 сохраняет инерционный аккумулятор и соеди-
нительную муфту, но включает в свой состав дополнительное уст-
ройство: аккумулятор энергии с электрическим выходом, что позво-
ляет автоматически восполнить возникший из-за спада ветра дефи-
цит мощности в системе. В настоящее время нет информации о том,
что ВДУ класса 3 получили практическое применение.
В ВДУ класса 4 вводится аккумулятор энергии значительной
энергоемкости, достаточной для того, чтобы можно было работать с
его использованием при номинальной нагрузке не менее 10 минут.
ВДУ класса 4 имеет широкие перспективы, что подтверждается опы-
том применения ВДУ IPS в ряде стран мира и многих фирм, выпус-
кающих современные ветроагрегаты малой мощности.
В 1997 г. фирма SMA Regelsystems Gmbh обратилась в Ми-
нистерство топлива и энергетики РФ с предложением поставки в по-
селок Койда Мезенского района Архангельской области ВДУ IPS. Из
приводимых фирмой расчетов следовало, что предложенная систе-
ма способна обеспечить среднегодовую выработку энергии 3000
МВтч, причем 50% энергии в условиях пос. Койда может произво-
диться за счет двух ветроагрегатов общей мощностью 1000 кВт, а
себестоимость электроэнергии по сравнению с применением обыч-
ной ДЭС снизится в 1,5 раза [47]. Эта ВДУ имеет стоимость обору-
дования, превышающую стоимость стандартной ДЭС в три раза.
99
По-видимому из-за трудностей финансирования проекта предложе-
ние фирмы SMA не было принято.
В настоящее время в России ветродизельные установки не
используются, несмотря на большую потребность северных и вос-
точных регионов страны в дополнительных источниках электроснаб-
жения. С учетом того, что в настоящее время регионы России не
имеют достаточных средств на приобретение систем ВДУ с автома-
тическим управлением режимами работы, следует обратить внима-
ние на приведенные выше данные о высокой эффективности экс-
плуатации ВДУ простой конструкции на о.Фэр (Великобритания), где
не применялись дорогостоящие системы микропроцессорного
управления.
Глава 6. ВЫБОР МЕСТ ДЛЯ РАЗМЕЩЕНИЯ ВЭУ
С ОЦЕНКОЙ ВОЗМОЖНОЙ ВЫРАБОТКИ ЭНЕРГИИ
6.1. Ветровая энергия и ее особенности
Главной особенностью ветровой энергии является неравно-
мерность ее проявления во времени и пространстве. Есть регионы,
где средняя за год скорость ветра на высоте 10 м от уровня земли
не превышает 3 м/с. Там нельзя рассчитывать на эффективную ра-
боту ветроустановок. Однако в стране имеется много мест, где воз-
можность экономически выгодного использования энергии ветра не
вызывает сомнений. К таким регионам можно отнести Краснодар-
ский край, Калмыкию, степную Сибирь, весь Крайний Север и Даль-
ний Восток. В центре России также имеются перспективные места: в
Ленинградской, Рязанской, Ростовской, Волгоградской областях, но
конкретный выбор участков для установки ВЭУ требует специально-
го обоснования и проверки.
Энергию ветра, поступающую за год или месяц на единицу
поверхности, перпендикулярную направлению ветра, называют по-
тенциалом энергии ветра Э.
-pV3 [Вт/м2].
соответствует использованию “идеаль-
(6-1)
Э =
Потенциал энергии
ной" ВЭУ с площадью поверхности, ометаемой ветроколесом, 1 мг и
идеальным коэффициентом преобразования энергии (100%).
К основным факторам, влияющим на точность оценки энер-
гии ветра, относятся: изменение плотности воздуха в зависимости
от высоты над уровнем моря и температуры и соответствие имею-
щихся данных по ветру ветровым условиям конкретного местополо-
жения ветродвигателя.
Плотность воздуха на уровне моря при нормальных клима-
тических условиях, соответствующих нормальному атмосферному
давлению 760 мм рт. ст. и температуре +15 °C, равна р=1,226 кг/ м3.
В зависимости от высоты над уровнем моря плотность р изменяет-
ся, снижаясь почти на 10% при высоте 1 км и на 20% при высоте 2,5
км над уровнем моря, что приводит к соответствующему снижению
101
потенциала ветровой энергии. При снижении температуры воздуха
плотность р воздуха увеличивается, а при повышении - снижается.
Так, при понижении температуры воздуха от нормального уровня
(+15 °C) на 25 °C (до -10 °C), плотность возрастает на 10%, а при
повышении температуры на 25 °C (до +40 °C) - плотность воздуха
снижается приблизительно на 7,5%.
Скорость ветра Vj на высоте Нь если она отличается от высо-
ты, на которой производились измерения, определяется по
формуле:
Ч=УИЗН
(6.2)
где т = 0.14 - степенной коэффициент для прибрежных зон Запад-
ной Европы. Для условий континентальной России, включая районы
Сибири, Главная Геофизическая Обсерватория им. Воейкова реко-
мендует использовать степенной коэффициент т = 0,20.
Непрерывная регистрация измерений скорости ветра на ме-
теостанциях в течение многих лет показала, что среднегодовые и
среднемесячные значения скорости ветра в конкретном месте варь-
ируют в узком диапазоне. Несмотря на то, что ветер - это случайный
процесс, ему присущи определенные закономерности.
Кроме средней скорости ветра большое значение имеет рас-
пределение скоростей ветра во времени - частота повторяемости
отдельных значений скоростей ветра. В последние 20 лет широкое
применение во всем мире получило теоретическое распределение
повторяемости скоростей по Вейбуллу, которое дает неплохое сов-
падение с результатами наблюдений. Дифференциальная повто-
ряемость скоростей ветра по градациям по Вейбуллу f(V) имеет сле-
дующее выражение:
f(V) = -- — exp-------- , (6.3)
ч P)
где V - градация скорости ветра;
Р - параметр масштаба, численно близкий к величине сред-
него значения скорости ветра;
у - параметр формы кривой распределения.
Чтобы получить значения параметров у и р, достаточно
иметь экспериментальные данные повторяемости скоростей ветра,
желательно за возможно больший период наблюдений. Знание па-
102
раметров распределения р и у существенно повышает точность рас-
четов выработки энергии ВЭУ в конкретной местности.
На рис. 6.1 приведена карта России, воспроизведенная из
атласа [48], с нанесенными на ней типичными для конкретных мест
среднегодовыми значениями скоростей ветра. Из рис. 6.1 следует,
что среднегодовые скорости ветра в России изменяются от 2 до 9
м/с. Эти данные относятся к стандартной высоте над уровнем земли
Низы = 10 м. На рис. 6.2 представлена карта, дающая представление
о величинах параметра у распределения Вейбулла на территории
России.
Рассмотрим, что дает знание повторяемости скоростей f(V)
на примере среднепериодной скорости ветра Vn = 6 м/с при измене-
нии параметра формы у от 1 до 2 ступенями через 0,25. Для нагляд-
ности данные по f(V) воспроизведены на рис.6.3. Из этих данных, в
частности, следует, что при у = 1,5, например, скорость ветра в ин-
тервале (7±0,5) м/с действует -0,08 времени года (8%), т.е. в году
-700 часов. Аналогично устанавливается время действия ветра в
любом интервале скоростей, что дает возможность для ВЭУ с из-
вестными характеристиками производительности рассчитать выра-
ботку энергии.
Ветровые ресурсы России иллюстрируются рис. 6.4, на кото-
ром представлены пять ветровых зон, определенных по результатам
анализа данных 332-х метеостанций, использованных авторами “Ат-
ласа ветров России” [49]. Зоны с различной ветровой активностью
на карте отмечены различной штриховкой. Каждой зоне соответст-
вуют свои значения средних скоростей ветра и удельной мощности
ветрового потока. Эти значения представлены для трех основных
типов топографических условий:
1) открытых прибрежных территорий;
2) открытых равнинных территорий;
3) поверхностей со значительным затенением.
Средняя скорость и средняя удельная мощность ветра рас-
считаны для высоты 50 м над уровнем земли.
Приведенные данные могут быть использованы для предва-
рительной ориентации в определении регионов, потенциально при-
влекательных для использования энергии ветра. К таким регионам,
как это следует из приводимой карты, относятся северные и восточ-
ные территории, близкие к побережьям морей, степные районы Си-
бири, Приуралья, Поволжья, побережья Каспийского, Азовского и
Черного морей.
103
104
Рис. 6.1. Среднегодовые значения скорости ветра (Нти=10 м)
Рис. 6.2. Параметру распределения Вейбулла (Н=10 м)
Рис. 6.3. Повторяемость скоростей ветра в относительных единицах
при Vr = 6 м/с (по Вейбуллу) при различных у и V i
Значения разных видов штриховки ветровых зон с указанием
скоростей ветра и удельного ветроэнергетического потенциала на
высоте 50 м над уровнем земли пояснены в таблице рис. 6.4.
6.2. Режимы работы ветроэлектрических установок
автономного применения
Ветроэлектрические установки преобразовывают энергию
ветра в электрическую энергию. Пульсирующий характер скорости
ветра, воздействующей на ветроколесо ветродвигателя, обусловли-
вает изменчивость развиваемой мощности. В общем случае ветро-
агрегаты, не снабженные аккумуляторами энергии, вырабатывают
энергию нестандартного качества, когда выходные параметры - на-
пряжение и частота тока - колеблются в широких пределах. Исполь-
зовать такую энергию можно для работы электронагревательных
приборов, для подъема воды с помощью центробежных или вихре-
вых насосов, для обеспечения электропитания водоопреснительных
установок, а также для заряда аккумуляторных батарей. Отсутствие
106
Рис. 6.4. Ветровые ресурсы России на высоте 50 м
107
дополнительных преобразующих устройств способствует повыше-
нию экономической эффективности использования ветроэлектриче-
ских установок: в установках такого типа можно добиться макси-
мальной выработки энергии, близкой к теоретически возможному
значению для заданных ветровых условий.
Таблица 6.1
Зависимость длительности различных режимов ветроагрегата
с Vp = 9-10 м/с при различных V, и типах распределения ветра
по градациям (у = 1,75 и у = 1,25)
Средне- годовая скорость ветра, Vr, м/с Длительность работы с энергией стандартного качества в % времени года Длительность работы с энергией нестандартного качества в % времени года Простой ветроаг- регата из-за шти- левой погоды в % времени года
У = 1,75 у = 1,25 у = 1,75 У = 1,25 у = 1,75 У = 1,25
4 2,3 6,4 34,2 27,8 63,5 65,8
5 8,0 12,8 42,6 31,9 49,4 55,3
6 15,9 19,5 45,0 33,0 39,1 47,5
7 24,7 25,3 43,7 32,8 31,6 41,9
8 32,4 28,7 41,2 31,8 26,4 39,5
Примечание. Vp - расчетная скорость ветра, при которой достигает-
ся номинальная мощность ветроагрегата и начинает обеспечиваться стан-
дартное качество электроэнергии.
Режимы работы ветроэлектрических установок по ветровым
условиям можно подразделить на следующие виды:
• при слабом ветре ветроагрегат не работает или его ветроколесо
вращается на малых оборотах, не производя полезной энергии;
• при ветре умеренной силы (скорость ветра от 4 м/с до 10 или 12
м/с) ветроагрегат работает, производя электроэнергию нестан-
дартного качества (напряжение и частота тока ниже номинально-
го значения);
• при сильном ветре (скорость ветра более 10-12 м/с) обеспечива-
ется получение электроэнергии стандартного качества. Для огра-
ничения развиваемой мощности на заданном максимальном зна-
чении используются вывод ветроколеса из-под ветра или автома-
тический поворот лопастей ветроколеса относительно продоль-
ной оси;
• при штормовых ветрах, угрожающих поломкой ветродвигателя
(V>25 м/с), предусматривается автоматический останов ветро-
108
двигателя с включением тормозных устройств. ВЭУ малой мощ-
ности (до 10 кВт) часто проектируются по условиям прочности с
возможностью производительной работы до скоростей ветра 40-
50 м/с без принудительного останова.
Длительность работы ветроагрегата в различных режимах
для двух характерных для России типов распределения скоростей
ветра по градациям приведена в табл. 6.1.
Как следует из табл. 6.1, длительность работы ветроагрегата
с выработкой энергии нестандартного качества превышает время
работы ветроагрегата с выработкой энергии стандартного качества.
Кроме того, велики простои ветроагрегата при среднегодо-
вых скоростях ветра 4 и 5 м/с из-за ветроэнергетического штиля. По-
этому, если требуется гарантированное обеспечение потребителей
электроэнергией, то необходимо применять ветроагрегат в комплек-
те с аккумуляторной батареей и временами использовать резервный
источник питания.
6.3. Источники информации по результатам измерений
скорости ветра
В бывшем Советском Союзе насчитывалось более 4 тыс. ме-
теорологических станций, регистрирующих характеристики скорости
ветра, температуру воздуха, атмосферное давление и другие дан-
ные. Большая часть метеостанций обладает объемом наблюдений
длительностью более 30 лет. Примерно 200 метеостанций имело
данные за последние 80 лет; на нескольких станциях параметры ре-
гистрировались в течение 200 лет
До 1936 г. основные метеорологические наблюдения в нашей
стране производились три раза в сутки: 7; 13 и 21 ч местного средне-
го солнечного времени, в период с 1936 по 1966 гг. - четыре раза в
сутки: 1; 7; 13 и 19 ч, а начиная с 1966 г. - 8 раз в сутки: 0; 3; 6; 9; 12;
15; 18 и 21 ч московского декретного времени. Результаты ежеднев-
ных метеорологических наблюдений на метеостанциях заносились в
таблицы месячной отчетности и хранились в местных управлениях
Госкомгидромета.
На основании многолетних наблюдений составлен “Справоч-
ник по климату СССР" [50], охватывающий материал наблюдений с
1936 г. по 1966 г., причем Часть III в 34 томах относится к обобще-
нию данных регистрации параметров ветра и атмосферного давле-
ния в различных регионах страны за период с 1936 по 1966 гг.
Кроме того, в бывшем СССР выпускался “Метеорологиче-
ский ежемесячник” [51] (в двух частях и 35 выпусках). Ежегодно в
109
тринадцатом номере ежемесячника публиковались годовые выводы.
Обобщение данных наблюдений метеостанций за период с 1966 по
1986 гг. выполнено в “Новом аэроклиматическом справочнике” [52].
Данные измерений скорости ветра на метеостанциях отно-
сятся к конкретному местоположению - к условиям площадки, на
которой размещены ветроизмерительные приборы. Степень откры-
тости места установки анемометра действию ветра определяют по
классификации местоположения, разработанной В.Ю. Милевским.
Каждая метеостанция СССР характеризуется по степени открытости
в восьми направлениях (румбах). Сведения по открытости каждой
метеостанции приведены в "Справочнике по климату СССР”.
Таблица 6.2
Классификация местоположения метеостанции по В.Ю. Милевскому
Степень открытости ветро- измерительного прибора Форма рельефа
Выпуклая (а) Плоская (б) Вогнутая (в)
Вблизи от водной поверхности
Открытое побережье: океана или открытого (внешнего) моря 12а (23) 116 (21) 10в (18)
внутреннего моря 11а (22) 106 (19) 9в (15)
залива, большого озера 10а (20) 96 (16) 8в (12)
большой реки 9а (17) 86 (13) 7в (9)
Вдали отводной поверхности
Прибор выше окружающих предметов: нет элементов защищен- ности отдельные элементы защищенности среди элементов защи- щенности 8а (14) 7а (11) 6а (8) 76(10) 66 (7) 56 (5) 6в (6) 5в (4) 4в (3)
Прибор ниже окружающих предметов: среди элементов защи- щенности 4а (2) 40(1) 4у (0)
Примечание. Элементами защищенности могут считаться холмы,
строения, деревья, если расстояния от них до ветроизмерительного прибо-
ра меньше 20-кратной их высоты (Труды ГГО, 1960, выл. 113).
Классификация В.Ю. Милевского, принятая в качестве обя-
зательной для всех метеостанций СССР, приведена в табл. 6.2. При
этом имеется возможность характеризовать степень открытости ме-
стоположения в баллах одной интегральной цифрой - масштабом
класса открытости М [53]. В табл. 6.2 масштаб класса открытости М,
ПО
выраженный в баллах (от 0 до 23) для каждого местоположения,
приведен в скобках.
Метеостанции являются практически единственным источни-
ком информации о ветровых условиях района. К сожалению, зако-
ном не предписаны требования к классу открытости метеостанций. В
результате место размещения многих метеостанций недостаточно
точно отражает ветровые условия конкретного района.
Из литературы известно, что надежными данными по ветро-
вым условиям обладают метеостанции, имеющие степень открыто-
сти не ниже 66 (М - 7). К сожалению, таких метеостанций мало, в
результате чего для уточнения ветровых условий конкретных мест
размещения ВЭУ целесообразно проводить хотя бы краткосрочные
сопоставительные синхронные измерения скорости ветра на бли-
жайшей метеостанции и на участке, где предполагается установка
ВЭУ.
В последние годы выполнена большая работа по обобщению
ветровых условий России в виде упомянутых выше атласов ГГО
им. А.И. Воейкова и “Атласа ветров России”, выполненного Россий-
ско-датским институтом энергетической эффективности.
6.4. Определение параметров распределения
скоростей ветра по Вейбуллу
Имеется ряд способов расчета параметров распределения
Вейбулла, в том числе метод, опубликованный в “Рекомендациях по
определению климатических характеристик ветроэнергетических
ресурсов” [54], основанный на графическом построении эксперимен-
тальных данных интегральной повторяемости скорости ветра в ло-
гарифмических координатах и последующих вычислений.
Ниже предлагается использовать метод определения пара-
метров распределения Вейбулла, разработанный в датском инсти-
туте Riso и изложенный в Европейском ветровом атласе [55].
Для наглядности использования метода выполним расчет
параметров Вейбулла, имея в качестве исходного материала экспе-
риментальные данные повторяемости скоростей ветра за многолет-
ний период для метеостанции Новоиерусалимская (г.Истра Москов-
ской обл.), приведенные в “Справочнике по климату СССР” и вос-
произведенные в табл. 6.3.
Величину среднего значения скорости ветра V определяем
по формуле:
V— fiVi + fgVg +.+ f8V8 . (6.4)
111
Повторяемость скоростей ветра по диапазонам
для метеостанции Новоиерасалимская
Таблица 6.3
Диапазон скоростей ветра, м/с 0-1 2-3 4-5 6-7 8-9 10-11 12-13 14-15
Частота по- вторяемости f, о.е. 0,354 0,33 0,22 0,07 0,02 0,0053 0,0005 0,0002
В рассматриваемом случае, используя средние значения
скорости ветра в каждом диапазоне, получаем:
V- 0,354-0,5 + 0,33-2,5 + .+ 0,0002-14,5 = 2,68 (м/с).
Среднеквадратическое значение скорости ветра по диапазо-
нам V2 определяем по следующей формуле:
Vf2= JtV, 2+f2V2 2+.+ f8V82. (6.5)
В данном случае:
V-,2 = 0,354-0,52 + 0,33-2,52 + + 0,0002-14,52 = 11,713.
Параметры распределения у и р могут быть найдены из сле-
дующих зависимостей, приведенных в Европейском ветровом атла-
се [55], где Г - гамма-функция.
(6.6)
(6-7)
Для упрощения способа определения параметров у и р рас-
пределения Вейбулла предлагается использовать не табличные
значения вспомогательных функций, а графические зависимости,
построенные на базе результатов расчета функций (6.6) и (6.7) и
приведенные на рис. 6.5 и 6.6. Для определения параметра у ис-
пользуем рис. 6.5.
112
Y
Рис. 6.5. Определение параметра формы у распределения повторяемостей по
Вейбуллу по величине отношения квадрата средней скорости ветра к средне-
квадратическому значению градаций скорости ветра
Рис. 6.6. Определение параметра распределения Р по известной величине у
и среднему значению скорости ветра V
113
Из рис. 6.5 следует, что указанному значению —— соответ-
Ц2
ствует значение у = 1,27. Полученный результат подтверждается
данными Н.Е. Степановой для метеостанции Новоиерусалимская
[56], причем Степанова использовала несравненно более сложный
способ расчета.
Второй параметр распределения р определяем с помощью
рис. 6.6, из которого для найденного значения у = 1,27 находим
величину = = 1,076. Поскольку известно, что V=2,68, то
V
Р =1,076 2,68 =2,88.
6.5. Изменение скорости ветра в зависимости
от масштаба класса открытости местности
Для определения влияния степени открытости местности на
величину средней скорости ветра в ГНУ ВИЭСХ выполнено обобще-
ние статистико-климатических характеристик ветра на территории
СССР в зависимости от масштаба класса открытости М, предложен-
ного В.Ю. Милевским (см. табл. 6.2).
В качестве исходного материала для анализа использова-
лись данные отчета ВНИГМИ МЦД “Статистико-климатические ха-
рактеристики ветра”, содержащие данные по 550 метеостанциям,
отобранным ВНИГМИ МЦД из числа наиболее достоверных.
Среди приведенных в указанном отчете параметров исполь-
зовались следующие: средняя скорость ветра V, среднеквадрати-
ческое отклонение ст , коэффициент вариации Cv. Расчет этих па-
раметров проводился ВНИГМИ МЦД по стандартным формулам ма-
тематической статистики:
<? = JS(V,-V)7;; С„=£,
/=1 V /=1 и
где п - число градаций экспериментального распределения скоро-
стей ветра;
ft - частота повторяемости скоростей ветра, о.е.;
V, - значение скорости ветра по градациям, о.е.
114
Используя уравнение связи у = С^1069, полученное
Л. Б. Гарцманом [57], для каждой из 550 метеостанций был опреде-
лен параметр формы распределения Вейбулла у, а используя соот-
ношение:
- (1 А
v=pr -+1 ,
У
к ' 7
рассчитаны значения параметра масштаба р распределения Вей-
булла.
Кроме того, была выполнена трудоемкая работа по опреде-
лению для каждой из метеостанций масштаба класса открытости М
на основе паспортных данных открытости метеостанций по 8 румбам
направлений, приведенных в Справочнике по климату СССР. Стати-
стико-климатические характеристики ветра приведены в Приложе-
нии 5.
При обработке статистического материала весь массив дан-
ных был разбит на следующие градации параметра М: 1-3; 3,1-5; 5,1-
7; 7,1-10; 10,1-12; 12,1-14; 14,1-16; 16,1-18; 18,1-21 и 21,1-23.
Первичный анализ данных показал, что для районов Дальне-
го Востока, Якутии, Чукотки, Камчатки, Хабаровского и Приморского
краев характерны существенно меньшие значения параметра фор-
мы у, чем для остальной части страны. Поэтому определение взаи-
мосвязи параметров скорости ветра от масштаба класса открытости
М проводилось для указанных регионов отдельно.
Принимая средние значения среднегодовой скорости для
указанных выше градаций параметра М, получены приближенные
корреляционные зависимости между среднегодовой скоростью вет-
ра на высоте 10 м от уровня земли и масштабом класса открытости
местности.
На рис. 6.7 (кривая 1) представлена зависимость среднего-
довой скорости \/гот параметра М для большинства районов России,
Казахстана, Прибалтики, Белоруссии, Украины, исключая участки
горной местности. Кривая 2 действительна для о.Сахалин: для диа-
пазона М от 2 до 10 она совпадает с кривой 1, а при М >10 идет не-
сколько выше.
На рис. 6.8 приведена аналогичная зависимость Vr для вос-
точных регионов России: Якутии, Чукотки, Камчатки, Магаданской
области, Приморского и Хабаровского краев, исключая участки гор-
ной местности.
115
Рис. 6.7. Приближенная зависимость среднегодовой скорости ветра Vr
от масштаба класса открытости местности М:
1 - для России, Белоруссии, Украины, Прибалтики, Казахстана;
2 - для о.Сахалин
Рис. 6.8. Приближенная зависимость среднегодовой скорости
ветра Vr от масштаба класса открытости М для регионов России: Якутия, Чу-
котка, Камчатка, Магаданская обл., Приморский и Хабаровский края,
исключая участки горной местности
116
Главный вывод из анализа статистики наблюдений, выпол-
ненного на большом массиве метеостанций, - это наличие отчетли-
вой корреляционной зависимости между среднегодовой скоростью и
масштабом класса открытости.
Максимальные значения скорости ветра 8-9 м/с приходятся
на М = 22. Минимальные значения скорости ветра 1-2 м/с соответ-
ствуют закрытым участкам местности с М = 2.
Обращает на себя внимание тот факт, что в восточных ре-
гионах России (кроме ©.Сахалин) при заданных величинах М средне-
годовые скорости ветра существенно ниже, чем в западных регио-
нах. Так, при М = 10 среднегодовая скорость ветра для западных
регионов России составляет 4,5 м/с, а для восточных - Vr = 3 м/с
С ростом М разница в Vr снижается: при М=20 Vr практически повсе-
местно достигают или превышают уровень 7 м/с.
6.6. Требования к выбору мест размещения ВЭУ
1. Выбор мест размещения ВЭУ должен производиться в
районах с благоприятными ветровыми условиями, обеспечивающи-
ми экономическую целесообразность использования энергии ветра.
В районах со среднегодовыми скоростями ветра от 6 м/с и
выше использование энергии ветра становится выгодным для ВЭУ
любого назначения в широком диапазоне мощностей.
Проектирование ветроэнергетических систем для районов со
среднегодовыми скоростями ветра ниже 6 м/с требует дополнитель-
ного обоснования с расчетом ожидаемой выработки энергии и ее
сопоставления с данными потребности и оценкой приемлемости по-
лученных результатов по экономическим показателям для конкрет-
ных потребителей.
2. Наиболее благоприятными местами считаются возвышен-
ные и равнинные участки, места, близкие к морским побережьям,
долинам больших рек и водоемов.
Следует избегать мест с вогнутой формой рельефа, а также
мест вблизи леса, жилых домов и производственных объектов, кото-
рые могут помешать беспрепятственному подходу воздушных масс к
ветроустановке.
При этом необходимо обратить особое внимание на исключе-
ние помех на пути ветра в направлениях, несущих преобладающую
часть энергии.
3. Проект должен предусматривать размещение ВЭУ на огра-
жденной территории, недоступной для посторонних лиц. В против-
ном случае должно быть предусмотрено возведение ограждения
117
вокруг ветроагрегата, причем входная дверь ограждения должна
быть закрыта на замок, и на ней, а также на башне ветроагрегата
должны быть установлены предупреждающие плакаты техники
безопасности.
4. Ветроустановка должна быть удалена от жилых помещений,
лечебных учреждений, школ и домов отдыха на расстояние, обеспе-
чивающее снижение уровня шума, создаваемого работающей ВЭУ,
до уровня 45 дБ.
5. Место для сооружения ветроустановок должно находиться
вне отведенной территории расположения железных дорог и авто-
мобильных трасс, линий электропередач, магистральных газопрово-
дов, кабельных и водопроводных трасс.
6. Ветроустановки не должны устанавливаться на пути основ-
ных трасс перелетных птиц, а также размещаться вблизи их массо-
вых гнездовий.
7. Выбранное место для сооружения ветроустановок должно
быть согласовано с местной администрацией района размещения
ВЭУ.
6.7. Расчет выработки энергии ВЭУ с использованием данных
наблюдений за скоростью ветра на метеостанциях
Оценка ветровых условий проводится на основе анализа ре-
зультатов наблюдений на ближайших метеостанциях района пред-
полагаемого использования ВЭУ.
Данные наблюдений можно получить в территориальных
управлениях по гидрометеорологии и мониторингу окружающей
среды, найти в “Справочнике по климату СССР” или в новом аэро-
климатическом справочнике, изданном в 1986 г. При ознакомлении с
данными конкретной метеостанции, кроме данных по ветру необхо-
димо получить сведения о рельефе местности и степени открытости
площадки метеостанции действию ветров разных направлений. Ка-
ждая метеостанция имеет такую характеристику, опубликованную в
“Справочнике по климату СССР”, выполненную в соответствии с
классификацией В.Ю. Милевского по 8 направлениям (см. табл. 6.2).
На практике используются два варианта расчета возможной
выработки энергии. Первый - с использованием результатов на-
блюдений на метеостанциях, в которых повторяемость скоростей
ветра приводится по шести градациям: 2-5; 6-9; 10-13; 14-17; 18-20 и
более 20 м/с. Пример расчета приводится для ветровых условий
острова Сосновец Архангельской области, где среднегодовая ско-
рость ветра Vr = 6,6 м/с. В расчете использована экспериментальная
118
характеристика развиваемой мощности ВЭУ типа АВЭУ-6 в зависи-
мости от скорости ветра. Результаты расчета приведены в табл. 6.4.
Таблица 6.4
Расчет максимально возможной годовой выработки энергии
ветроагрегата АВЭУ-6 мощностью 4 кВт в условиях о. Сосковец
Середина градации скорости ветра, м/с Развиваемая мощность, кВт Повторяе- мость градации скоростей ветра, о.е. Число часов работы ВЭУ в году Выработка энергии, кВтч
3,5 0 0,365 0 0
7,5 2,3 0,347 3040 6992
11,5 4,0 0,147 1288 5152
15,5 4,0 0,057 499 1996
19,0 4,0 0,012 105 420
>20 4,0 0,002 17,5 70
Всего: 14630
Второй вариант расчета основан на использовании аппрок-
симации экспериментальных данных повторяемости скоростей вет-
ра двухпараметрическим распределением Вейбулла. Для
о.Сосновец параметры Вейбулла: у - 1,73; (3 = 7,5. В рассматривае-
мом конкретном случае используются данные повторяемости скоро-
стей ветра по Вейбуллу для ближайших табулированных величин у
и V (у = 1,75 и V = 6,5 м/с). Результаты расчета выработки энергии
ветроагрегатом АВЭУ-6 в условиях о.Сосновец по второму варианту
приведены в табл. 6.5.
Таблица 6.5
Расчет максимально возможной годовой выработки энергии ветроаг-
регата АВЭУ-6 с использованием данных повторяемости
скоростей ветра ио Вейбуллу
Середина гра- дации скорости ветра, м/с Развиваемая мощность, кВт Повторяе- мость града- ции скоро- стей ветра, о.е. Число часов работы ВЭУ в году Выработка энергии, кВт-ч
4 0,2 0,108 946 189
5 0,6 0,108 946 567
6 1,2 0,102 893 1072
7 1,8 0,092 806 1450
8 2,7 0,079 692 1868
9 3,6 0,066 569 2050
10 3,9 0,054 473 1845
11-22 4,0 0,149 1305 5221
Всего: 14263
119
Сопоставление результатов расчета по двум вариантам по-
казывает небольшое расхождение (2,5%). Такое расхождение при-
емлемо для приближенных расчетов выработки энергии.
Данные по скорости ветра для метеостанций относятся к вы-
соте 10 м над уровнем поверхности земли и нормальным климати-
ческим условиям: атмосферному давлению 760 мм рт. столба и тем-
пературе воздуха +15°С. Для расчета выработки энергии ВЭУ,
имеющих высоту башни больше или меньше 10 м, среднюю ско-
рость ветра следует пересчитать по следующей формуле:
V = V10(H/10)m.
(6.8)
В табл. 6.6 приведены данные Главной геофизической об-
серватории (ГГО), рекомендуемые для пересчета скорости ветра от
уровня размещения анемометра (10 м) на иной уровень размещения
ветроколеса ВЭУ. Данные таблицы применимы для Европейской
территории России, для Казахстана и Сибири.
Таблица 6.6
Возрастание скорости ветра с высотой в нижнем 100-метровом
слое атмосферы
Времена года Высота, м Показа- тель степени m
10 20 40 60 80 100
Зима 1 1,12 1,26 1,35 1,43 1,50 0,17
Весна 1 1,17 1,36 1,50 1,59 1,66 0,22
Лето 1 1,18 1,40 1,55 1,67 1,76 0,24
Осень 1 1,12 1,26 1,35 1,43 1,50 0,17
год 1 1,15 1,32 1,44 1,53 1,60 0,20
Мощность, развиваемая ветроагрегатом, как правило, при-
водится для нормальных климатических условий. Для повышения
точности расчетов выработки энергии для климатических условий,
резко отличающихся от нормальных, рекомендуется внести поправ-
ку на изменение плотности воздуха в зависимости от температуры
воздуха Т и барометрического давления В с учетом следующей
формулы:
Рт ~ Р\5
Д273 + 15)
760(273 + 0’
(6-9)
120
Уточнение расчета возможной выработки энергии ВЭУ с уче-
том средних значений температуры и давления рекомендуется вы-
полнять при расчетах выработки по месяцам и по сезонам года.
6.8. Учет характеристик открытости места размещения ВЭУ
в расчетах выработки энергии
На практике бывают случаи, когда местоположение ближай-
шей метеостанции по степени открытости отличается от характери-
стик местоположения предполагаемого размещения ВЭУ. Как учесть
эти отличия, чтобы не внести в расчеты выработки энергии сущест-
венные погрешности? Рассмотрим такой вариант на конкретном
примере.
Пример 1. Поступило предложение об установке ветроагре-
гата АВЭУ6-4М в Истринском районе Московской обл., в д. Карце-
ве - на ее южной окраине - для дополнительного электроотопления
свинарника. Необходимо произвести оценку возможной выработки
энергии ветроагрегата.
Площадка для размещения ВЭУ по экспертной оценке харак-
теризуется следующими данными. Форма рельефа - плоская. В юж-
ном направлении от площадки на юге и юго-востоке местность от-
крытая: строений и деревьев нет. В соответствии с табл. 6.2 класси-
фикации Милевского этим направлениям соответствует класс мест-
ности 76 и масштаб класса открытости 10. В северном и северо-
восточном направлениях к площадке на расстоянии 30 -40 м примы-
кают жилые дома деревни высотой до 10 м. На расстоянии
20-30 м - отдельные деревья и постройки, класс местности в этих
направлениях определен как 56. В остальных направлениях: восточ-
ном, западном, северо-западном и юго-западном имеются отдель-
ные элементы защищенности: отдельные деревья, низкие построй-
ки, класс местности в этих направлениях определен как 66. Характе-
ристика местоположения площадки по румбам приведена
в табл. 6.7.
Среднее значение масштаба класса открытости М для рас-
сматриваемой площадки составляет:
(2- 10 + 2- 5 + 4- 7): 8 = 58 :8 = 7,25.
Ближайшая от д. Карцеве метеостанция Новоиерусалимская
находится на окраине г. Истра в 25-30 км от Карцеве, и она имеет
согласно данным “Справочника по климату СССР” оценку открыто-
сти местности, приведенную в табл. 6.8. В отличие от местоположе-
ния в д. Карцеве станция Новоиерусалимская расположена в ни-
зине - при вогнутой форме рельефа.
121
Таблица 6.7
Классификация открытости местоположения площадки в д. Карцеве
Наименование показателей Градации по румбам
С СВ В ЮВ Ю ЮЗ 3 СЗ
Классификация открытости 56 56 66 76 76 66 66 66
Масштаб клас- са открытости М в баллах 5 5 7 10 10 7 7 7
Таблица 6.8
Классифика ция местоположен ия
метеостанции Новоиерусалимская
Наименование показателей Градации по румбам
С СВ В ЮВ Ю ЮЗ 3 СЗ
Классификация от- крытости 5в 5в 6в 6в 6в 6в 5в 5в
Масштаб класса от- крытости /Ив баллах 4 4 6 6 6 6 4 4
Среднее значение масштаба класса открытости метеостан-
ции Новоиерусалимская составляет 5 баллов.
По данным многолетних наблюдений среднегодовая ско-
рость ветра на этой метеостанции изменяется в пределах от 2,7 до
3,2 м/с. Из рис. 6.7 следует, что при М= 5 среднегодовая скорость
ветра близка к 3 м/с, что свидетельствует о том, что масштаб класса
открытости метеостанции определен достаточно точно.
Для местоположения в д. Карцеве (М = 7,25) рис. 6.7 дает
значение среднегодовой скорости ветра Vr ~ 3,7 м/с.
Произведем расчет выработки энергии АВЭУ6-4М для ветро-
вых условий площадки метеостанции Новоиерусалимская:
Vr= 2,7 м/с и у = 1,27.
Экспериментальная мощностная характеристика АВЭУ6-4
приведена в табл. 6.5. Повторяемость скоростей ветра определяем
по Вейбуллу для Vr = 3 м/с и у = 1,27. Результаты расчета приведены
в табл. 6.9.
С учетом данных по масштабу класса открытости М - 7,25
для местоположения в д. Карцеве, принимая во внимание зависи-
мость на рис. 6.7, приведем расчет максимально возможной выра-
ботки АВЭУ6-4 на указанной площадке с использованием данных
122
повторяемости скоростей ветра по Вейбуллу для Vr = 3,75 м/с и
у = =1,27. Результаты расчета приведены в табл. 6.10.
Таблица 6.9
Расчет максимально возможной выработки электроэнергии ЛВЭУ6-4
для условий метеостанции Новоиерусалимская
Г радации скоростей ветра, м/с Развивае- мая мощ- ность, кВт Повторяе- мость градаций ско- ростей ветра, о.е. Число ча- сов работы в году Выработ- ка энер- гии, кВтч
4 0,2 0,111 972 194
5 0,6 0,077 674 405
6 1.2 0,052 455 547
7 1,8 0,034 298 536
8 2,7 0,022 193 521
9 3,6 0,014 123 442
10 3,9 0,008 70 273
11-22 4,0 0,012 105 420
Всего: 3338
Таблица 6.10
Расчет максимально возможной выработки
электроэнергии ЛВЭУ6-4 для местоположения в д. Карцеве
Г радации скоростей ветра, м/с Развивае- мая мощ- ность, кВт Повторяемость градаций ско- ростей ветра, о.е. Число часов работы в году Выработ- ка энер- гии, кВтч
4 0,2 0,115 1007 200
5 0,6 0,088 770 462
6 Н 1.2 0,066 578 694
7 1.8 0,048 420 756
8 2,7 0,035 307 829
9 3,6 0,025 219 788
10 3,9 0,017 149 581
11-22 4,0 0,036 315 1260
Всего: 5570
Как следует из расчета, выработка энергии на площадке
д. Карцево будет более высокой, а именно: в 5570/3338 = 1,67 раза
большей, чем при размещении АВЭУ6-4 на площадке метеостанции
Новоиерусалимская.
Для сравнительной оценки режима ветра в месте ожидаемо-
го размещения ВЭУ могут быть использованы также результаты
123
Рис. 6.9. Результаты анемомез рнческой разведки местоположения
вблизи д. Карцеве Истринского района. Сопоставление результатов
синхронного измерения скорост и V на двух площадках (10 минутное
осреднение)
кратковременных измерений скорости ветра, если их можно сопос-
тавить с результатами синхронных измерений на ближайшей метео-
станции.
Задача измерений, которые в данном случае можно назвать
анемометрической разведкой, сводится к установлению корреляци-
онной связи между скоростью ветра на метеостанции и пунктом
анемометрической разведки. Результат может быть получен из гра-
фического сопоставления наблюдаемых скоростей ветра. Согласно
данным проводимых ранее исследований в результате чаще всего
получается зависимость, близкая к линейной.
При проведении анемометрической разведки следует при-
держиваться следующих правил:
• измерения должны проводиться синхронно однотипными пове-
ренными приборами, размещенными на одной и той же высоте
над уровнем земли;
124
• один из наблюдателей должен находиться и регистрировать по-
казания анемометра на метеостанции, а другой наблюдатель - на
месте предполагаемого размещения ветроустановки;
• предпочтение следует отдавать анемометрам, снабженным
счетчиком оборотов, позволяющим производить непрерывную ре-
гистрацию показаний за продолжительный период времени (на-
пример, 10 мин).
Результаты анеморазведки в д. Карцеве представлены на
рис. 6.9. Анеморазведка на выбранной площадке проводилась в те-
чение двух дней: 12 января и 13 февраля 1998 г.
Измерения выполнялись анемометрами типа МС-13 со счет-
чиком оборотов, установленными на переносных разборных мачтах
высотой 7 м с осреднением показаний за 10 минут. Измерения про-
водились по согласованному расписанию синхронно два раза в час.
Всего было исполнено 30 замеров. Полученные данные подтвер-
ждают наличие линейной корреляционной связи между скоростями
ветра на обеих площадках, а также свидетельствуют о том, что ме-
стоположение в д. Карцеве имеет более благоприятные ветровые
условия. Так, при скорости ветра 5 м/с на станции Новоиерусалим-
ская на площадке вблизи д. Карцеве, находящейся на расстоянии
25-30 км от метеостанции Новоиерусалимская, наблюдалась ско-
рость ветра ~ 5,7 м/с. Скорости ветра 8 м/с на метеостанции соот-
ветствует скорость 8,6 м/с на площадке в д. Карцеве.
Такие проверки рекомендуется проводить как контрольные.
Их достоинство - наглядность результата, дающая уверенность в
отсутствии грубых ошибок выбора места размещения.
6.9. Оценка возможной выработки энергии ВЭУ
в различных ветровых условиях
Для оценки возможной выработки энергии в конкретном мес-
те необходимо получить данные многолетних наблюдений за скоро-
стью ветра на ближайшей от этого места метеостанции. Кроме зна-
чения среднегодовой скорости ветра и среднемесячных величин не-
обходимы сведения о повторяемости скоростей ветра по градациям,
высоте, установке ветроизмерительного прибора относительно зем-
ли и степени открытости метеоплощадки по 8 направлениям относи-
тельно сторон света.
Степень открытости метеостанции определяется по класси-
фикации В.Ю. Милевского в соответствии с табл. 6.4. Эти данные
можно найти в Справочнике по климату СССР. Степень открытости
метеостанции необходимо уточнить на месте в связи с возможным
125
появлением на территории метеостанции новых элементов защи-
щенности (построек, деревьев и др.).
Степень открытости места предполагаемого строительства
ВЭУ должна быть оценена несколькими экспертами. По результатам
сопоставления степени открытости метеостанции и места предпола-
гаемого строительства ВЭУ делается вывод о возможности исполь-
зования данных метеостанции для расчета ожидаемой выработки
энергии ВЭУ. Если разница в масштабе класса открытости М пре-
вышает 1 балл, то для исключения грубых ошибок в определении
скорости ветра на месте строительства ВЭУ целесообразно провес-
ти краткосрочные синхронные измерения скорости ветра на метео-
станции и месте размещения ВЭУ в соответствии с рекомендация-
ми, изложенными в разделе 6.8. Если результаты измерений пока-
жут, что скорости в основных направлениях ветра на месте предпо-
лагаемого строительства ВЭУ не ниже, чем на метеостанции, то
расчет ожидаемой выработки энергии ВЭУ рекомендуется произве-
сти на основе данных метеостанции.
Мощностные характеристики ВЭУ
Анализ мощностных характеристик современных ВЭУ малой
мощности и, в частности, ВЭУ-1500 (Россия), GEV-10-25 (Франция),
АВЭУ6-4 (СССР) показывает, что для ВЭУ мощностью от 1,5 до 25
кВт общий КПД ВЭУ - т]0, включающий в свой состав коэффициент
использования энергии ветра £, КПД генератора гр и редуктора г)р,
при работе ВЭУ в диапазоне скоростей ветра от 5 до 10 м/с близок к
0,30. Поэтому в качестве типовых мощностных характеристик ВЭУ
принимаются характеристики, рассчитанные для г]0 = 0,30. Прибли-
женная оценка возможной выработки энергии производится для ВЭУ
с расчетной скоростью ветра Vp = 10 м/с. Расчеты выработки энер-
гии выполнены на примере ВЭУ, имеющей ометаемую поверхность
ветроколеса F= nD2/4 = 10 м2 (D =3,57 м). Результаты расчетов при-
ведены в Приложении 3 для среднегодовых скоростей ветра
от 3 до 8 м/с и четырех типов распределения скоростей ветра по
Вейбуллу, преобладающих в России (у= 1,0; 1,25; 1,50; 1,75).
По материалам Приложения 3 на рис. 6.10 построены зави-
симости расчетной годовой выработки энергии типовой ВЭУ
с F= 10 м2 в различных ветровых условиях. Рассмотрение получен-
ных зависимостей показывает, что при малых средних скоростях
ветра (3-4 м/с) максимально возможная выработка энергии ожида-
ется для меньших значений у (у = 1), а при Vr > 6,0 м/с максимальная
выработка энергии соответствует более высоким значениям у.
126
Пример расчета выработки энергии
Определим максимально возможную выработку энергии ВЭУ
типа “Жаворонок” [58], имеющей следующие расчетные параметры:
0=15 м, Vp=10 м/с, Рн = 30 кВт, высота мачты Н= 10 м, в случае
использования ВЭУ в ветровых условиях, наблюдаемых на метео-
станции г. Кашира Московской обл., где зафиксированы среднеме-
сячные скорости ветра, приведенные в табл. 6.11.
Таблица 6.11
Среднемесячные скорости ветра в г. Кашире
на высоте Н = 10 м [50]
Месяц года 1 II III IV V VI VII
Скорость ветра V, м/с 5,6 5,8 5,5 4,8 4,5 4,0 3,8
Месяц года VIII IX X XI XII Год
Скорость ветра V, м/с 3,6 4,1 4,7 5,7 5,6 4,8
Примечание. Масштаб класса открытости метеостанции М = 12,5;
коэффициент у =1,73.
Таблица 6.12
Расчетная выработка энергии ВЭУ “Жаворонок”
по месяцам
Месяц I II III IV V VI
V» ,м/с 5,6 5,8 5,5 4,8 4,5 4,0
Э, тыс.кВтч 6,84 6,52 6,62 4,80 4,20 2,98
Месяц VII VIII IX X XI XII Год
VM ,м/с 3,8 3,6 4,1 4,7 5,7 5,6 4,8
Э, тыс.кВтч 2,71 2,34 3,20 4,66 6,84 6,84 58,55
127
8
Рис. 6.10. Расчетная годовая выработка энергии типовой
ВЭУ (F=10 м") при различных ветровых условиях
условиях
Расчет выработки энергии
Ометаемая поверхность ветроколеса ВЭУ “Жаворонок"
составляет F - hD2/4 = 176,6 м2 - в 17,66 раз больше, чем
ометаемая поверхность типовой ВЭУ, характеристики выработки
которой приведены на рис. 6.10. Соответственно с площадью
ометаемой поверхности возрастает и расчетная выработка
энергии. Поскольку среднегодовая скорость ветра в г. Кашире
составляет Vr = 4,8 м/с, то для типовой ВЭУ для этой скорости
ветра и ближайшего значения у =1,75 из рис. 6.10 следует, что
годовая выработка составит Эг = 3,3 тыс. кВт-ч, а для ВЭУ
“Жаворонок” выработка Эг = 3,3 17,66 = 58,3 тыс. кВт-ч.
128
Определение выработки энергии по месяцам года также
можно произвести по данным рис. 6.10 с учетом числа дней в рас-
четном месяце. Для среднегодовой скорости ветра Vr = 5,8 м/с, ха-
рактерной для февраля в г. Кашире, годовая выработка энергии со-
ответствует величине 4,8- 17,66 = 84,77 тыс. кВт ч, а месячная вы-
работка с поправкой на число дней февраля составит:
28
84,77-----= 6,52 тыс. кВт ч.
364
Аналогичным образом определялась выработка энергии и
для других месяцев. Результаты расчета выработки энергии по ме-
сяцам сведены в табл. 6.12.
Сопоставление результатов расчета годовой выработки, вы-
полненных с использованием данных по скоростям ветра за каждый
месяц года и по среднегодовой скорости ветра, дали весьма близкие
результаты: 58,55 и 58,3 тыс. кВт ч.
ВЭУ “Жаворонок" в будущем планируется изготавливать в
двух модификациях: с высотой мачты 10 и 20 м. Увеличение высоты
мачты приведет к повышению скорости ветра на уровне оси ветро-
колеса и возрастанию выработки энергии. В соответствии с реко-
мендациями ГГО им. Воейкова (табл. 6.12) увеличение высоты мач-
ты приведет в ветровых условиях метеостанции г. Кашира к повы-
шению действующей на ВЭУ среднегодовой скорости ветра с 4,8 до
5,5 м/с. Используя данные рис. 6.10, получим, что при этом годовая
выработка типовой ВЭУ повысится до 4,3 тыс. кВт-ч, а расчетная
годовая выработка ВЭУ “Жаворонок” возрастет до уровня
4,3 17,66=75,9 тыс. кВт-ч, т.е. повысится на 29%.
Глава 7. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ
БАЗЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ ВЕТРОУСТАНОВОК
7.1. Теоретические исследования погрешностей
чашечных и крыльчатых анемометров
При определении инерционных характеристик вращающихся
ветроприемников анемометров Г.Х. Сабинин [59] принял, что сред-
ний момент аэродинамических сил, действующий на ветроприемник
анемометра, пропорционален квадрату скорости ветра V и скольже-
нию, равному относительному отклонению мгновенного значения
скорости вращения ротора w от установившегося значения cdq, соот-
ветствующего действующему значению скорости ветра. В этом слу-
чае уравнение движения ветроприемника записывается в следую-
щем виде:
(1)
где I - момент инерции ротора анемометра; А - коэффициент про-
порциональности; V— скорость ветрового потока.
При рассмотрении работы анемометра в периодическом пе-
ременном потоке целесообразно перейти к уравнению, записанному
в безразмерном виде, для чего выразим переменные величины в
относительных единицах, используя следующие соотношения:
где t - время; Т - период колебаний потока; «о - угловая скорость
анемометра, соответствующая среднему значению переменного по-
тока Vb.
Переходя от угловых скоростей анемометра к окружным,
уравнение (1) можно записать в следующем виде:
d t
(2)
130
где к - коэффициент ветроприемника, использованный впервые
Шренком при рассмотрении погрешностей чашечных анемометров
Г60]. Для чашечных анемометров /(определяется выражением:
_ pV(lTcrr2OAG
К —
41
(3)
где р- плотность воздуха; а - радиус полусферы чашечного анемо-
метра; г - расстояние от оси анемометра до центра чашки;
Ло = Vo / UQ ; Uo - окружная скорость, соответствующая средней
скорости Vb ветрового потока; a - аэродинамический коэффициент,
величина которого зависит от конструкции ветроприемника.
Для винтовых анемометров параметр «/о> определяется вы-
ражением (4):
_ pV0R*fr0
К —
41
(4)
где R - радиус винта для винтового анемометра; [) - аэродинами-
ческий коэффициент, аналогичный а чашечного анемометра.
Экспериментальное определение коэффициентов а и 0 по
характеристикам разбега-выбега анемометра предложено Сануки
[61].
Параметр «к» является необходимой характеристикой ане-
мометра, отражающей его инерционность, а также условия работы в
переменном потоке: среднюю скорость ветра Vb и период
колебаний Т.
Между параметром «к» и путем синхронизации L имеется
следующая связь:
V Т
к=-^—
2nL ’
(5)
Г.Х. Сабинин исследовал вопрос о погрешностях измерения
анемометром скорости переменного потока с прямоугольной фор-
мой волны. Однако прямоугольная форма не дает хорошего при-
ближения к реальному характеру изменений ветрового потока. Луч-
шим приближением к реальным колебаниям скорости ветра в этом
смысле является случай воздействия на анемометр потока, изме-
няющегося по гармоническому закону.
131
Пусть скорость потока изменяется по закону косинуса:
( Л
V = VJ 1 + 5 соб2я/ , (6)
где 5- относительная величина амплитуды пульсаций потока,
5 =AV/V0.
Разделив правую и левую части выражения (6) на Vo, полу-
чим:
V = 1 + cos 2я f . (7)
Подставляя V из выражения (7) в уравнение (2) и учитывая
трение F в анемометре, получим:
dU „ ,
—- = 2лк
dt
1 + 5 cos 2л t
- L7 1 + 5 cos 2л t - F
(8)
Уравнение (8) является линейным уравнением первого по-
рядка и его решение:
U = ^ink.-ks^nt, с +1[(! + 5cos2л t)2 - рУ™'ek™n2nt dt
(9)
Это решение не может быть доведено до конца без принятия
некоторых допущений. Оуэр [62] довел решение до конца, приняв,
что величина одного из сомножителей подинтегрального выражения
(9):
fcs sin 2л t
е = 1.
Использование такой замены приводит к решению уравнения
(9) для случая А=0, т.е. для анемометра с бесконечно большим мо-
ментом инерции. По этой причине вывод Оуэра о том, что завыше-
ние показаний анемометра не зависит от периода колебаний ветро-
вого потока, не верен. Для решения уравнения (9) при значениях к,
отличных от нуля, авторами предложена следующая замена в по-
динтегральном выражении решения (9):
132
e±fesin2zrz ~ -l)cos2 2я t± Esin 2л t, (Ю)
где <5 =chk S , E =shk 5
Приближение (10) дает хорошие результаты в диапазоне
0<к S <1. Рисунок 7.1 иллюстрирует точность замены (10) для ча-
стного случая к S =0,8. Применение замены позволяет разложить
интеграл в решении (9) на ряд табличных интегралов с подинте-
гральным выражением вида: cos" bxe^dx.
/.ssin In t
Рис. 7.1. Приближение функции у-Е с учетом (10)
После некоторых преобразований получим:
___ ^j^-2nkt-kssm2nt ^^-kssinlnt
+ Д cos2tt t+ Д sin27f t+ Д cos4?r t+ Д sin4?r Г , (11)
где
Zk2S(8 + 3)- £e[$2 + 4(1- F)]
4(At2 +1)
133
- 2kS(S + 3)+k [s2 + 4(1 - F)]
2 ” 4(A 2 +1) '
k2S2 - k2(8 - 1X1 - F)- 4kSE _ kS(8 -1)
2(F2+4) Л2+16 ’
kS28 + k2SE - k(8 - 1X1 - F) _ 12kS2 (8-1)
k2+4 (к2 +4^к2+1б)'
Постоянная С определяется из начальных условий при t=0.
Первый член полученного решения представляет собой апериоди-
ческую составляющую, затухающую по закону, близкому к экспонен-
те с постоянной времени т -1/(2л к), при t —> апериодическая
составляющая обращается в нуль.
Значительный интерес представляет определение среднего
(интегрального) значения показаний анемометра U для установив-
шегося периодического процесса. Интегрирование периодической
части решения (11) после повторного применения приближения (10)
дает следующее выражение для среднего значения показаний ане-
мометра за один период колебаний воздушного потока:
Ucp=8(l-F)+
8S2(8+2>)_ к2 е2[52 + 4(1 - F)]+ 2kSE(8 + 3)
8 8(F2 +1)
5-1
8(л2-+ 4)
^~1)is2.[s/r -I 24(3*M
1б(&2 +1б)|_ £2+4
(12)
Для проверки правильности решения и определения преде-
лов применимости полученных аналитических зависимостей по тех-
ническому заданию автора было выполнено численное решение
уравнения (8) на ЭВМ ВНИИЭМ-1. Расчет выполнялся с шагом 0,01
для /<=0,1; 0,4; 1,0; 2; 4 и 10 и 5 =0,2; 0,4; 0,6. В каждом варианте со-
четания параметров расчет проводился до получения решения в
периодическом виде. На рис. 7.2 приведены три примера численного
134
решения уравнения движения для S =0,6 и А=0,4;1,0 и к > 10, при
котором анемометр, имея инерционность, близкую к нулевой, точно
воспроизводит косинусоидальную форму ветрового потока
V =U = 1 + 0,6cos2tt/ .
При возрастании инерционности ветроприемника более, чем
в 10 раз (А=1,0), анемометр не может точно отражать максимальный
уровень колебаний скорости ветра (Uмакс =1,48 вместо U макс — 1 , 6) и
тем более при спаде скорости ветра (Uмин =0,68 вместо Uмин =0,4).
Рис. 7.2. Решение уравнения (8) при V = 1 + 0,6COS 2п t :
1- Л >10; 2-А.-1; З-А-0,4
Для анемометра, имеющего к=0,4, способность реагировать
на колебания скорости снижается дополнительно. Размах амплиту-
ды колебаний скорости ветра занижается в три раза. Следует огово-
риться, что автор использует понятие инерционность анемометра,
имея в виду комплекс параметров, входящих в определение пара-
метра «А» (формулы (3) и (4)).
На рис. 7.3 для установившегося режима работы анемомет-
ра, работающего в гармоническом потоке, приведены максималь-
135
ные, минимальные и средние значения показаний анемометров в
широком диапазоне изменения коэффициента «/о> при S =0,4 и
S =0,6.
Из приведенного рисунка следует, что разная реакция ане-
мометра на порывы и спады скорости ветра приводит к погрешности
измерения среднего значения скорости ветра.
Рис. 7.3. Максимальные, минимальные и средние значения показаний
анемометра U при различных к и S
Для 5 =0,6 максимальная погрешность измерения Uср дос-
тигает 17% (анемометр завышает скорость ветра V ср). При повы-
шении коэффициента «к» погрешность измерения V ср снижается
до 2%. Для S =0,4 максимальная погрешность измерения средней
скорости ветра при малых значениях «к» достигает 7%, а при к=6
она снижается до 0,8%. Выполненное автором исследование пове-
дения анемометров в пульсирующем потоке было опубликовано в
совместной работе с Д.Я. Суражским [63].
136
7.2. Встроизмерительные устройства и приборы
с фотоэлектрическими преобразователями
Выполненный анализ погрешностей измерения скорости вет-
ра показал, что основной причиной их образования является инер-
ционность ветроизмерительного устройства и связанных с ним ме-
ханизмов. Известны анемометры, содержащие винт, коническую пе-
редачу и тахогенератор, преобразующий скорость вращения вала в
напряжение, пропорциональное частоте вращения винта анемомет-
ра. Коническая передача и тахогенератор являются дополнитель-
ными источниками инерционных погрешностей измерения скорости
ветра.
Для сведения погрешностей к минимуму целесообразно ис-
пользовать ветроизмерительное устройство, содержащее мало-
инерционный приемник скорости ветра и фотоэлектрический преоб-
разователь с обтюратором и электронным блоком счета импульсов.
Винтовое ветроизмерительное устройство, предложенное автором
[64] (рис. 7.4), содержит винтовой приемник скорости ветра 1, вал 2,
флюгарку 3, объемный обтюратор 4, выполненный в виде усеченно-
го шара, осветитель 5, фотодиод 6, провода 7, линии связи 8 и
регистратор импульсов 9. При вращении винта объемный обтюратор
обеспечивает перекрытие светового потока, идущего от осветителя
Рис. 7.4. Схема винтового ветроизмерительного устройства
(пояснения в тексте)
137
к фотодиоду при любом положении флюгарки и корпуса устройства
10 относительно стойки 11. Для снижения массы - обтюратор вы-
полнен из дюралюминия.
Анализ условий работы объемного обтюратора анемометра
показал, что при различном числе плоскостей среза объемного об-
тюратора и любом направлении ветра предложенная конструкция
обеспечивает неизменное число циклов засвета и затенения фото-
диода за один оборот клетчатки. Полученные формулы углов засве-
та и затенения для обтюратора с различным числом плоскостей сре-
за обтюратора подтверждают этот вывод [65].
В опытном образце анемометра (рис. 7.5) использована
четырехлопастная крыльчатка, имеющая конструкцию, аналогичную
примененной проф. Г.Х. Сабининым в известном анемометре
«Элан».
Внешний диаметр крыльчатки - 220 мм, лопасти крыльчат-
ки - из дюралюминия. Обтюратор выполнен с тремя плоскостями
среза из дюралюминиевого шара диаметром 25 мм. Момент инерции
вращающихся частей анемометра составляет I = 1,1 г см сек2.
Принципиальная электрическая схема анемометра приведе-
на в статье [65]. В качестве измерительного прибора на выходе ис-
пользуется микроамперметр М24 с пределами измерений
0-?250 мкА.
Рис. 7.5. Опытный образец крыльчатого анемометра
с объемным обтюратором
138
Помимо визуальной регистрации показаний проверена воз-
можность записи показаний анемометра автоматическим потенцио-
метром ЭПП-09 на диаграммной бумаге. Полученные результаты
позволили рекомендовать применение анемометра совместно с
ЭПП-09 и с возможностью одновременного использования микроам-
перметра.
Тарировка анемометра в аэродинамической трубе, выпол-
ненная до 1/=20 м/с, подтвердила, что во всем диапазоне скоростей
наблюдается линейная зависимость показаний от величины скоро-
сти воздушного потока. Скорость трогания анемометра - ниже
0,5 м/с. Обработка записей кривых разбега анемометра в аэродина-
мической трубе показала, что путь синхронизации анемометра L со-
ставляет: L=2±1 м.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что новый
анемометр является одним из самых быстродействующих, что обу-
словлено отсутствием момента нагрузки на ветроприемник, благо-
даря применению фотоэлектрического преобразователя, и малой
величины массы ротора анемометра. Эти особенности анемометра
позволяют предельно точно регистрировать амплитуду колебаний
скорости ветра и ее среднее значение.
При испытании ветродвигателей большого размера возника-
ет проблема точного определения скорости ветра, действующей на
ветроколесо. Один анемометр для этой цели, как правило, недоста-
точен. При испытаниях ветродвигателей на ветровой вышке ЦАГИ
использовались показания двух генераторных анемометров, вклю-
ченных на один самопишущий вольтметр [66].
В Англии при испытаниях ветроэлектростанций мощностью
100 кВт [67] измерение скорости ветра производилось 10 анемомет-
рами, размещенными на специальной мачте, устанавливающейся на
ветер синхронно с испытываемым ветроагрегатом. Недостаток ме-
тода - высокая трудоемкость обработки большого числа записей.
Прибор, позволяющий измерять результирующую скорость
ветра по показаниям нескольких анемометров, должен отвечать сле-
дующим требованиям:
1) обеспечивать возможность синхронной регистрации показа-
ний каждого используемого в работе анемометра;
2) производить суммирование показаний нескольких анемомет-
ров с возможностью непрерывной записи результирующей скорости на
самопишущем приборе или на гальванометре осциллографа;
3) иметь устройство проверки исправности анемометров и линии
связи в процессе измерений.
139
Опытный образец такого прибора в четырехканальном ис-
полнении был разработан в ФВНИИЭМ [68]. Он имеет условное на-
звание «Измеритель скорости воздушных потоков» (ИСВ-1) и пред-
ставляет собой переносной прибор батарейного питания размером
224x306x200 мм (рис. 7.6).
Рис. 7.6. Измеритель скорости воздушных потоков типа ИСВ-1
В комплект прибора входят четыре анемометра, выполнен-
ные на базе чашечных малогабаритных анемометров типа МС-13. В
фотодиодной приставке каждого анемометра использованы фотоди-
од типа ФД-1, а в качестве осветителя - миниатюрная лампочка на-
пряжением 6,3 В. Дисковый обтюратор с четырьмя радиальными
прорезями закреплен непосредственно на оси ротора; фотодиодная
приставка размещена внутри корпуса анемометра.
В измерителе ИСВ-1 использована схема конденсаторного
частотомера, построенная на двух транзисторах. При работе анемо-
метра сигнал от фотодиодной приставки поступает на первый тран-
зистор, работающий как усилитель и одновременно - ограничитель
напряжения. На базу второго транзистора поступают уже ограничен-
ные по амплитуде импульсы. Транзистор Т2 работает в режиме
«ключа» и выдает на коллекторе импульсы постоянной амплитуды
прямоугольной формы. Подробная схема выходных цепей частото-
меров ИСВ-1 приводится в [69]. Прибор обеспечивает возможность
работы в режиме регистрации средней скорости ветрового потока по
показаниям четырех анемометров с одновременным измерением
показаний отдельных анемометров.
140
Постоянная времени интегрирующей цепи частотомеров оп-
ределяется необходимой степенью сглаживания пульсаций выход-
ного тока для его качественной записи. Для ИСВ-1 тииг ~ 0,05 с.
В результате подробного рассмотрения погрешностей много-
канального прибора и принимая во внимание погрешность тарировки
анемометров в аэродинамической трубе, составляющую 1—1,5%,
можно сделать вывод о том, что основная погрешность прибора не
превышает ±2,5%.
Измеритель ИСВ-1 использовался при изучении распределе-
ния скорости ветра в нескольких точках пространства. В эксперимен-
те четыре анемометра располагались на специальной мачте на рас-
стоянии 2,2 м друг от друга по вертикали и горизонтали. Плоскость
размещения анемометров перпендикулярна направлению ветра.
Измеритель находился в помещении на расстоянии 30 м от анемо-
метров. Показания записывались на осциллографе Н-70 при скоро-
сти движения фотобумаги 2,5 мм/сек. Помимо регистрации средней
скорости по показаниям четырех анемометров записывались пока-
зания отдельных анемометров (см. рис. 7.7).
Рис. 7.7. Осциллограмма показаний четырех анемометров.
5 - регистрация средней скорости по показаниям четырех анемометров
Перед проведением опыта и после него все анемометры
тщательно тарировались на установке УПАР-1. Для условий одного
характерного опыта при средней скорости ветра 6,5 м/с, предельной
и среднеквадратичной порывистости соответственно 46,5 и 14,3%
установлено, что использование данных измерения одного из ане-
141
мометров дает ошибку для средней скорости ветра за 10 мин - ±5%,
для среднеминутной скорости ветра ±20%.
Полученные результаты показывают, что при увеличении пе-
риода осреднения выше 10 мин допустимо пользоваться показания-
ми одного анемометра. При необходимости иметь сведения по ско-
рости ветра за малый период осреднения использование показаний
только одного анемометра может привести к большим ошибкам.
Измеритель ИСВ-1 в 1962 г. использовался также при срав-
нительных испытаниях вентиляции вагонов типов В и Е, выполнен-
ных по заказу Мытищинского вагоностроительного завода. Испыта-
ния проводились на трассах Московского метрополитена выездной
бригадой под руководством автора. Измерение вентиляционных по-
токов внутри вагона проводилось анемометрами АСО-3 с фотодиод-
ной приставкой.
Для измерения воздушных потоков внутри модели вагона ти-
па Е уменьшенного размера, помещенной в аэродинамической трубе
Т-3 ЦНИЛВ, использовались миниатюрные анемометры с диаметром
крыльчатки 38 мм. Как видно на фотографии такого типа анемомет-
ра (рис. 7.8) фотодиод и лампочка-осветитель смонтированы с раз-
ных сторон крыльчатки. Фотодиод не защищен от посторонних ис-
точников освещения и дневного рассеянного света, но анемометры
работают устойчиво благодаря тому, что фотодиод имеет макси-
мальную чувствительность к свету только в одном направлении,
Рис. 7.8. Анемометр с фотодиодной приставкой
142
в котором он ориентируется на лампочку-осветитель. На боковой
свет диод практически не реагирует. Как показала проверка анемо-
метров на установке УПАР-1, анемометр имеет линейную характе-
ристику и может быть использован для измерения скорости потока в
диапазоне 0,3-?6 м/с. Применение измерителя ИСВ-1 в комплекте с
миниатюрными анемометрами позволило в данной работе макси-
мально упростить технику измерений скорости вентиляционных по-
токов и отказаться от термоанемометров, эксплуатация которых со-
пряжена с рядом дополнительных трудностей.
7.3. Трехканальный цифровой интегратор
для испытаний ВЭУ
Одним из этапов создания ВЭУ является проведение испы-
таний ветроагрегатов в натурных условиях. Чтобы снизить трудоем-
кость испытаний и повысить их точность, необходимо иметь измери-
тельно-регистрирующую аппаратуру, обеспечивающую синхронный
ввод по нескольким независимым каналам информации, поступаю-
щей от объекта испытаний, ее обработку с выводом результатов на
регистрирующие устройства. В Отделе комплексных исследований
систем с нетрадиционными источниками энергии (ветрополигон ВИ-
ЭСХ) был разработан, изготовлен, испытан и введен в эксплуатацию
трехканальный цифровой регистратор, предназначенный для изме-
рения и регистрации изменяющейся во времени информации, посту-
пающей от объекта испытаний. Разработку прибора выполнил
к.т.н. Н.Д. Абрамов.
Конструктивно регистратор оформлен в виде переносного
прибора настольного исполнения с тремя каналами входной и вы-
ходной информации. Выход информации отражается на цифровых
индикаторах типа ИН-4, расположенных на лицевой панели прибора.
Регистратор предусматривает два режима считывания ин-
формации: автоматический, при котором производится непрерывный
отсчет информации, или ручной, когда обработка информации про-
изводится начиная с заданного момента времени, по команде опера-
тора. Диапазоны времени измерения обеспечиваются программным
задатчиком времени считывания прибора с кварцевым генератором.
Они составляют: 1; 10; 30; 60 и 720 секунд. То есть можно получать
информацию ежесекундно либо через 10 с, а при необходимости и
через 720 с (каждые 12 минут). Момент отсчета информации за вы-
бранный период измерений фиксируется звуковой и световой
сигнализацией.
143
Выборочный режим считывания параметров обеспечивает
однократное считывание информации с заданным временем осред-
нения по желанию оператора. Начало считывания информации про-
изводится нажатием кнопки «счет». Отображение информации на
цифровых индикаторах по истечению времени счета осуществляет-
ся автоматически.
Переключатели режима работы, времени считывания, кнопки
«счет» и «сброс» информации и элементы сигнализации окончания
счета расположены на передней панели прибора. На задней панели
размещены разъемы питания, ввода информации и предохранитель
сети. В функциональных блоках прибора используются отечествен-
ные кремневые транзисторы и микросхемы серий 140 и 155.
В комплект регистратора должна входить серия датчиков,
несущая информацию о состоянии используемого оборудования.
Для качественной передачи информации первичные датчики долж-
ны иметь частотный выход. При измерении таких величин, как ток,
напряжение, мощность, имеющих аналоговый выход, должны при-
меняться промежуточные устройства - преобразователь «аналог-
частота». Диапазон информационных частот первичных датчиков и
преобразователей, применяемых совместно с разработанным циф-
ровым регистратором, должен удовлетворять требуемой точности
измерений. На рис. 7.9 представлена блок-схема одного канала
цифрового регистратора.
Рис. 7.9. Блок-схема одного канала цифрового регистратора:
1 - усилитель-ограничитель; 2 - формирователь импульсов со схемой
совпадения; 3 - пересчетные декады; 4 - устройство памяти;
5 - дешифраторы; 6 - цифровые индикаторы; 7 - программный задат-
чик времени считывания; 8 - переключатель времени считывания;
9 - источник питания; «а» - сигнал разрешения на ввод информации;
«в» - импульс на ввод информации в устройство памяти;
«с» - импульс сброса информации с пересчета декад
144
В автоматическом режиме регистратор работает следующим
образом: в момент начала отсчета времени считывания при подаче
питания на прибор подается управляющий сигнал на вход «а». При
этом счетные устройства 3 подсчитывают число входных импульсов,
усиленных или ограниченных устройством 1 и сформированных уст-
ройством 2. По окончании времени считывания, определенного
задатчиком 7, на выходе «в» появляется импульс переноса нако-
пившейся информации длительностью 1 мс из пересчетных декад в
ячейки памяти 4 и на цифровые индикаторы 6. По заднему фронту
импульса переноса формируется импульс сброса - выход «с», в ре-
зультате чего информация, накопившаяся в пересчетных декадах,
принимает нулевое значение. Затем процесс ввода и считывания
информации автоматически повторяется. Свечение индикаторов с
показаниями за предыдущий период измерения имеет длительность,
равную времени считывания.
В ручном (выборочном) режиме работы прибора процесс
ввода и считывания поступающей информации аналогичен описан-
ному для автоматического режима. Включение прибора производит-
ся при нажатии кнопки «счет».
Таблица 7.1
Техническая характеристика цифрового регистратора
Напряжение питания, В 220
Частота тока, Гц 50
Число входных каналов 3
Режим работы непрерывный или выборочный
Время считывания входной информации, сек 1; 10; 30; 60 или 720
Диапазон допустимых напряжений по каналам входа, В 1-50
Потребляемая мощность, Вт 20
Масса прибора, кг 5
Трехканальный цифровой регистратор оказался весьма
удобным инструментом для проведения испытаний ВЭУ зарядного
типа мощностью до 10 кВт. В число трех измеряемых параметров в
этом случае входят: скорость ветра, мощность заряда и частота тока
генератора (обороты ветроколеса).
В некоторых случаях удобно регистрировать следующие па-
раметры: скорость ветра, напряжение и ток заряда.
Прибор успешно использовался при испытаниях ВЭУ-0,5
(Санкт-Петербург) и ВЭУ-1500 (СКВ «Спецремтекс»).
145
Для измерения скорости ветра можно использовать анемо-
метры практически любого типа, в том числе и с фотоэлектрически-
ми преобразователями.
7.4. Исследование ветровых условий ветрополигона ВИЭСХ
с применением отечественных приборов
и датско-норвежской метеостанции
Ветрополигон ВИЭСХ спроектирован и частично построен в
1961-1962 гг. Основное лабораторное здание было построено и
введено в действие в 1964 г. Ветрополигон расположен в пригороде
г.Истра в д.Никулино на вершине плоского холма. Площадь террито-
рии ветрополигона 1 га.
Ближайшая действующая метеостанция - Новоиерусалим-
ская - находится в 3-х км от ветрополигона. Станция расположена
неудачно: в низине, среди построек и деревьев - только с южной
стороны нет помех распространению ветра - там находится обшир-
ное поле. Средняя многолетняя скорость ветра на метеостанции
Новоиерусалимская, фиксируемая на высоте 10 м от уровня земли,
составляет 2,7 м/с. Коэффициент формы распределения Вейбулла
по справочным данным составляет у =1,27 [56].
Ветрополигон ВИЭСХ был рассчитан на проведение испыта-
ний водоподъемных установок различного типа. На нем для испыта-
ний установок такого типа сооружено восемь наливных колодцев.
Испытывались и ветроэлектрические установки, разработанные в
ВИЭСХ: «Беркут», «Сокол» и др.
До 1998 г. на ветрополигоне были установлены две анемо-
метрические мачты высотой по 18 м каждая. Измерения скорости
ветра на ветрополигоне велись только в периоды испытаний ветро-
установок. Непрерывной регистрации скорости ветра не проводи-
лось. По инициативе коллектива ветрополигона с января по декабрь
1997г. были организованы непрерывные измерения скорости ветра
на ветрополигоне с использованием анемометра М-92, установлен-
ного на мачте высотой 18 м. Анемометр М-92 выпускается ГГО
им. А.И. Воейкова. Через каждые 22 оборота чашечного ротора ане-
мометра происходит замыкание управляемого магнитом контакта.
Его замыкание фиксируется электромагнитным счетчиком анемо-
метра, расположенным в помещении. Каждое замыкание соответст-
вует 60 м пройденного пути воздушного потока. Счетчик подключен к
электросети 220 В и связан с датчиком анемометра с помощью ка-
беля. К анемометру приложен заводской тарировочный график для
определения скорости ветра по числу замыканий контакта за
146
10-минутный период времени. Этот график достаточно точно ап-
проксимируется формулой:
160=0,1 ЛА о+О,4,
где Ио - скорость ветра за 10-минутный период осреднения, м/с;
Мо- изменение показаний счетчика за 10 мин.
Использование анемометра М-92 удобно в периоды испыта-
ний, но для непрерывного ведения измерений, например с перио-
дичностью 1 час, визуальная регистрация неприемлема в ночное
время и в выходные дни.
Для непрерывной автоматической регистрации среднечасо-
вых значений скорости ветра с последующей расшифровкой резуль-
татов измерений была разработана и изготовлена электронная при-
ставка к анемометру М-92, используемая совместно с чернильным
самописцем барабанного типа с пружинным приводом, работающим
в течение 7 суток без подзавода. Скорость движения ленты само-
писца - 12 мм/час. Для того чтобы сделать запись легко различимой
при высоких скоростях ветра, потребовалось использовать дополни-
тельный делитель импульсов. Вся приставка, разработанная к.т.н.
Н.Д. Абрамовым, выполнена с использованием двух микросхем, трех
транзисторов, одного электромагнитного реле, двух диодов, конден-
сатора и восьми резисторов. Блок-схема анемометра М-92 со счет-
чиком и приставкой приведена на рис. 7.10.
Рис. 7.10. Блок-схема анемомет ра М-92 с приставкой:
1 - датчик скорости ветра; 2 - счетчик анемометра; 3 - формирователь
и делитель импульсов; 4 - самопишущий регистратор импульсов;
5 - аккумулятор 12 В
147
Расшифровка среднечасовых показаний скорости ветра про-
изводится по формуле:
Veo—1,O67Afeo+O,4,
где Veo - среднечасовая скорость ветра; Л/ео - число импульсов реги-
стратора за 1 час.
Проверка точности работы приставки производилась сравне-
нием результатов измерений, полученных по штатному счетчику и по
данным расшифровки записей самопишущего регистратора импуль-
сов. Проверка показала, что разница в определении среднесуточной
скорости ветра по заводскому счетчику и в показаниях, полученных
на самописце, не превышает 0,1 м/с.
Непрерывная регистрация скорости ветра на ветрополигоне
с использованием приставки к самописцу велась с 15 января по
14 июня 1997 г. В июне и июле непрерывность регистрации наруша-
лась по техническим причинам: аварии электрических сетей в рай-
оне с потерей среднечасовых записей за 10 суток. В августе-октябре
регистрировались только среднесуточные значения по счетчику
анемометра М-92, а с 1 ноября непрерывная запись среднечасовых
скоростей ветра была возобновлена. Результаты измерений скоро-
сти ветра с 15 января по 14 июня 1997 г. показали, что средняя за
этот период скорость ветра на высоте 18м составляла 3,72 м/с.
Анализ результатов регистрации скорости ветра выявил, что
среднечасовые скорости ветра, соответствующие рабочим для ВЭУ
скоростям ветра от 4,5 м/с до 12 м/с (за 4298 часов регистрации),
наблюдались на ветрополигоне 1993 часа, т.е. 46,4% календарного
времени. Среднечасовые скорости ветра выше 8 м/с наблюдались
в указанный период 26 дней, из них выше 10 м/с - 9 дней.
По данным обработки записей за период с 15 января по
31 июля 1997 г. получены значения повторяемости скоростей ветра
по градациям. Кривая повторяемости среднечасовых скоростей
ветра, полученная по результатам наблюдений, представлена на
рис. 7.11.
На этом же графике пунктиром представлена и теоретиче-
ская зависимость распределения Вейбулла, соответствующая
V= 4 м/с и у = 2,0. Указанная теоретическая кривая имеет хорошую
сходимость с результатами экспериментального определения по-
вторяемости скоростей ветра в наиболее важном диапазоне скоро-
стей ветра от 4 до 12 м/с, в котором производительно работают
ветроэлектрические установки.
148
Рис. 7.11. Повторяемость часовых скоростей ветра на ветрополигоне за
период измерений январь-июль 1997 г.(Уср=3,7 м/с):
1 - экспериментальные данные; 2 - распределение Вейбулла
при у = 2,0; V=4 м/с
Неожиданным результатом экспериментального исследова-
ния явилось определение высокого значения коэффициента формы
распределения Вейбулла (у = 2). Для ближайшей к ветрополигону
метеостанции Новоиерусалимская у = 1,27. До настоящего времени
было известно, что в Московской области самый высокий коэффи-
циент формы у = 1,73 имеет метеостанция г.Кашира, которая рас-
положена поблизости от реки Ока. В программе последующих изме-
рений скорости ветра с использованием автоматической метеостан-
ции предусмотрено уточнение значений коэффициента у рас-
пределения Вейбулла при измерении скорости ветра на высотах
ЛЫОч-ЗЗм.
Краткое описание метеостанции датско-норвежского
производства (система Aanderaa)
Начиная с 1995 г. Дания стала проявлять заинтересован-
ность в изучении потенциального рынка использования ветроэлек-
149
трических станций в России. В 1995 г. датской стороной с участием
департамента энергетических ресурсов и возобновляемых источни-
ков энергии Минтопэнерго Российской Федерации был опубликован
доклад, подводящий итоги изучения ветровых ресурсов Ленинград-
ской области [70].
После осмотра территории ветрополигона ВИЭСХ Россий-
ско-датский институт энергетической эффективности сделал заклю-
чение о возможности монтажа и использования на ветрополигоне
ветровой электростанции фирмы Micon мощностью 225 кВт с учетом
требований по ограничению уровня шума. Соглашение между ВИ-
ЭСХом, департаментом Ветровой энергии и Атмосферной физики
Национальной лаборатории (Дания) от 1998 г. завершилось выпус-
ком доклада, характеризующего ветровые условия шести перспек-
тивных для ветроэнергетики районов Европейского Севера России
(Мурманской и Архангельской областей) [71].
В конце 1997 г. ВИЭСХу датской стороной было предложено
установить и использовать в работе на ветрополигоне автоматиче-
ски действующую метеостанцию. Это мероприятие было запланиро-
вано в совместном российско-датском проекте «Современные тех-
нологии ветровых турбин и их российские применения». Целью пе-
редачи метеостанции ветрополигону было получение точных данных
по ветровым условиям места его размещения. Ветрополигон был
выбран как перспективное место для испытаний ветроагрегатов и
ветродизельных систем на последующих этапах выполнения проек-
та [72].
Кроме решения задач освоения метеостанции в работе и пе-
редаче необходимой информации по результатам измерений, рос-
сийская сторона обязалась приобрести, доставить и смонтировать
анемометрическую мачту общей высотой 33 метра.
В состав метеостанции системы Aanderaa входят:
- чашечные анемометры Riso Р2546 - 2 шт.;
- датчики направления ветра Аа3590 - 2 шт.;
- датчик температуры Р500;
- датчик атмосферного давления.
Указанные датчики укомплектованы кабелями, соединяющи-
ми их с системами, обеспечивающими прием информации, ее реги-
страцию, расшифровку и ввод получаемой информации в персо-
нальный компьютер. В качестве таких устройств используются:
- многоканальное сканирующее устройство типа АаЗОЮ на
12 каналов, устанавливаемое на анемометрической мачте во влаго-
150
защищенном корпусе с питанием от сухих батарей напряжением
12 В. Расчетный температурный диапазон работы -40°С...+60°С;
- накопитель информации типа DSU2990 также устанавлива-
ется на мачте во влагозащищенном корпусе. Накопитель информа-
ции пополняет свой банк данных каждые 10 минут, затрачивая на
процесс записи не более одной минуты. Емкость накопителя исчер-
пывается через 45 суток работы. Накопитель должен быть своевре-
менно заменен запасным (в комплекте метеостанции два накопите-
ля);
- устройство DSU2995 предназначено для преобразования
информации, полученной в виде серии сигналов напряжением 0-5 В
от DSU2990 в сигналы двойной полярности, которые могут быть ис-
пользованы компьютерами общего назначения;
- с помощью DSU2995, подключаемого с программой
3059/4059 через порт RS-232C, можно обеспечить:
1) передачу исходных данных на запасную дискету (формат
3056);
2) преобразование исходных данных в инженерные единицы в
кодированном формате ACSII и возможность записи на дис-
кету;
3) распечатку и выполнение графического построения данных в
инженерных единицах.
Технические характеристики метеостанции
• Точность измерения скорости ветра в диапазоне от 4 до 15 м/с
не ниже 0,2 м/с.
• Регистрируются средние скорости ветра за 10-минутные периоды,
а также максимальные и минимальные значения за эти периоды
(двух секундные величины).
• Точность измерения направления ветра - не ниже 5°, температу-
ры воздуха - 0,5°С; давления воздуха - не ниже 1 hPa.
Результаты измерений метеоданных в 1998-2002 гг.
Основным объектом исследований являлась скорость вет-
ра - ее среднечасовые значения за месяц, год и несколько лет на-
блюдений. По этим данным определялась повторяемость скоростей
ветра, дающая возможность достаточно точно характеризовать вет-
ровые условия и рассчитывать ожидаемую выработку энергии, если
известны мощностные характеристики ветроагрегатов.
151
Для полноты описания ветровых условий места необходимо
также определить продолжительность действия ветра в различных
направлениях. Представляет интерес также анализ максимальных
значений скорости ветра (двухсекундные величины).
Результаты измерений среднемесячных значений скорости
ветра с использованием среднечасовых данных наблюдений за пе-
риод с 1997 по 2000 г. приведены в табл. 7.3.
Таблица 7.3
Спеднемесячные скорости ветра в 1997-2000 гг.
на ветрополигоне ВИЭСХ
Месяц Год наблюдений
1997 1998 1999 1999 2000 2000
январь 4,0 3,28 3,31 3,98 3,21 3,98
февраль 4,15 4,2 3,3 4,16 3,58 4,41
март 4,4 3,29 3,0 4,02 3,42 4,19
апрель 4,0 2,9 3,15 4,08 2,76 3,61
май 3,75 3,57 3,34 4,02 3,81 4,62
июнь 2,4 2,82 2,63 3,26 3,4 4,11
июль 2,35 2,9 2,58 3,15 2,88 4,02
август 2,65 3,2 2,69 3,35 2,49 3,17
сентябрь 3,65 3,6 2,49 3,11 2,56 3,15
октябрь 4,25 3,58 3,13 3,89 2,63 3,4
ноябрь 3,35 2,75 3,05 3,72 3,21 4,4
декабрь 3,9 3,8 4,35 5,33 2,87 3,49
Среднегодовая Vr, м/с 3,59 3,32 3,08 3,84 3,07 3,88
Условия измерений
Высота мачты, м 18 16 18 33 18 33
Тип анемометра М-92 Riso Riso Riso Riso Riso
Из табл. 7.3 следует, что анемометры метеостанции за три
года непрерывных измерений зарегистрировали среднегодовую ско-
рость на уровне 16-18 м от земли равную 3,15 м/с, а на высоте 33 м
за два года наблюдений - 3,86 м/с.
152
Рис. 7.12. Повторяемость часовых скоростей ветра на ветрополигоне
ВИЭСХ за 1999 г. при измерениях на высоте /7=18 м (кривая 1) и Н=33
м (кривая 3). Пунктиром обозначены кривые распределения Вейбулла:
2 - у = 2,0; V=3,25 м/с; 4 - у = 2,0; V=4 м/с
На рис. 7.12 приведены полученные с использованием ком-
пьютера данные повторяемости скоростей ветра за 1999 г., при из-
мерении скорости ветра на высоте 18 и 33 м. С использованием
таблиц распределения Вейбулла с у = 14-2,0 ступенями по 0,25
(Приложение 4) подобраны кривые распределения, максимально
точно отражающие экспериментальные результаты.
Оказалось, что, как и в измерениях 1997 г. с анемометром
М-92, лучшая аппроксимация достигается при у = 2,0; что отражает
существующие ветровые условия ветрополигона ВИЭСХ на указан-
ных высотах измерения.
Результаты измерения длительности действия ветров раз-
личного направления (роза ветров) выполнены в 1998 и 1999 гг. От-
личия розы ветров по годам минимальны.
На рис. 7.13 представлена роза ветров для ветрополигона
ВИЭСХ по результатам измерений за 1999 г., рассмотрение которой
позволяет сделать следующие выводы: из 12 направлений азимута
153
наибольшую продолжительность действия ветра имеют юго-
восточное направление 150-180°(15,23% времени года) и северо-
западное 330-360°(11,42% времени года). Наименьшую длитель-
ность ветров имеют ветра восточного направления.
Рис. 7.13. Роза ветров по данным наблюдений за 1999 г.
Для большей наглядности представления ветровых условий
ветрополигона автором были выполнены расчеты относительного
уровня энергии ветра по направлениям для /-/=18 и //=33 м. В расче-
тах принималось, что кинетическая энергия ветра пропорциональна
кубу скорости ветра и длительности действия ветра заданного на-
правления. Оценка кинетической энергии производилась на основа-
нии данных повторяемости скоростей ветра по направлениям и гра-
дациям по материалам измерений за 1999 г. Результаты расчетов
представлены в табл. 7.4 для двух уровней относительно земли.
Из табл. 7.4 следует, что минимум кинетической энергии
ветра имеется по первым четырем секторам направлений
(0-120°) и составляет 16%, как для /-/=18 м, так и для //=33 м.
На долю северо-западных ветров (секторы 240-360°) приходится
154
Таблица 7.4
Оценка кинетической энергии ветра для ветрополигона ВИЭСХ
по секторам направлений
Сектор, градусы Н=18 м Н=33 м Сектор, градусы Н=18 м Н=33 м
% энерг. % энерг. % энерг. % энерг.
0-30 7,2 4,81 150-210 13,96 11,66
30-60 4,06 2,7 210-240 9,53 9,22
60-90 2,6 3,81 240 - 270 8,84 10,03
90-120 2,08 4,79 270 - 300 6,2 6,71
120-150 7,04 12,43 300 - 330 7,66 8,28
150-180 13,45 13,15 330 - 360 17,38 12,41
для Н=18 м - 40% энергии, а для Н=33 м - 37,5%. Секторы 120-240°
южного направления обладают наибольшей энергией ветра: 44 %
для Н=18 м и 46,5% для Н=33 м.
Регистрация значений максимальных величин скорости вет-
ра при двухсекундном осреднении показаний производилась в тече-
ние 1999 г. и первого полугодия 2000 г. Измерения относились к вы-
соте Н=33 м. Записи максимальных скоростей приведены в Прило-
жении 2. Максимальные величины скорости ветра зарегистрированы
в 1999 г. на уровне 21 м/с, а в 2000 г. - 25 м/с.
Метеостанция зафиксировала также случай экстремального
проявления деятельности ветра, произошедший 24 июля 2001 года.
По шкале «Бофорта» этот случай квалифицируется как «жестокий
шторм».
До полудня ничто не предвещало буревых порывов ветра.
В 14:04 среднее значение скорости ветра за 10 минут было
Ио=4,75 м/с, двухсекундный максимум составил 7,95 м/с. Направле-
ние ветра - восточное. Несколько ранее на западе появились тем-
ные облака, которые перемещались в направлении, противополож-
ном низовому восточному ветру.
В 14:10 туча закрыла горизонт, ветер сменился на западный
и начался дождь, быстро перешедший в сильный ливень. Ветер за
5 минут усилился до штормового, дождь падал на землю не отвесно,
а под углом -45°.
Из рис. 7.14 следует, что в 14:14 максимальное значение
скорости ветра достигло 33,05 м/с при среднем за 10 минут
18,35 м/с. В 14:24 буря пошла на спад: 1/макс снизилась до 22,91 м/с,
среднее значение до 10 м/с. В 14:34 шторм, продолжавшийся около
155
13:44 13:54 14:04 14:14 14:24 14:34 14:44 14:54
Время, час:мин
Рис. 7.14. Регистрация буревых порывов ветра 24 июля 2001 г.:
И - двухсекундные максимальные значения.скорости ветра;▼ - сред-
ние значения скорости ветра за 10 минут; - двухсекундные мини-
мальные значения скорости ветра
30 минут, кончился. Среднее значение скорости ветра восстанови-
лось до прежнего уровня: И 0=4,83 м/с, двухсекундный максимум
составил 7,95 м/с. Направление ветра вновь изменилось на восточ-
ное (см. рис. 7.15).
Атмосферное давление, поднявшееся в эти полчаса на
4 hPa, также пришло к прежним показателям. Только температура
воздуха не возвратилась к прежнему уровню: перед штормом она
составляла +30°С, а после него снизилась на 10-13°С.
Другим необратимым последствием шторма был массовый
лесоповал в Истринском районе и в городском парке г. Истры. По-
следствия шторма нетрудно обнаружить в лесах Истринского района
даже через 4 года после шторма. На ветрополигоне ВИЭСХ в этот
день испытывались два ветроагрегата: американский BWC-1500 и
ВЭУ-1500, разработанный СКВ «Спецремтекс» (г. Москва). Оба вет-
156
роагрегата находились в работе в режиме заряда штатных аккуму-
ляторов и выдержали штормовые порывы ветра без повреждений.
Результаты измерения максимальных значений скорости ветра в
Результаты измерения направления ветра в период
испытаний 24.07.2001г.
Время, час:мин
Результаты измерения температуры в период
Результаты измерения давления в период испытаний
24.07.2001г.
Рис. 7.15. Регистрация метеопараметров 24.07.2001 г. с 12 по 17 часов
157
Синхронная регистрация скорости ветра на трех уровнях от-
носительно земли проводилась в 1999 и 2002 г. Результаты регист-
рации среднечасовых и среднесуточных значений скорости ветра за
длительный период позволили установить взаимосвязь между реги-
стрируемыми скоростями ветра на высотах от уровня земли:
/7=33; 18 и 10 м.
Результаты обработки измерений скорости ветра представ-
лены в табл. 7.5.
Таблица 7.5
Результаты синхронной регистрации среднечасовых и среднесуточных
значений скорости ветра на ветрополигоне ВИЭСХ
на трех уровнях
Средние значения V (м/с) на высоте Н V18 /V33 V10 ZV33
/7=33 м /7=18 м /7=10 м
2,5 2,0 1,7 0,8 0,68
3,6 2,85 2,5 0,79 0,69
4,2 3,35 3,0 0,8 0,71
5,0 4,0 3,6 0,8 0,72
6,0 4,9 4,4 0,81 0,73
7,0 5,6 5,15 0,8 0,73
Из приведенных данных следует, что средние скорости вет-
ра, измеренные на высоте /7=18 м, ниже, чем на высоте /7=33 м на
20%. Скорость ветра на высоте /7=10 м ниже измеренной на /7=33 м
на 27=-32%. Проверка изменения скорости ветра в зависимости от
высоты измерения показала, что для ветрополигона коэффициент
«т» в формуле (6.8) близок к величине т=0,2, рекомендованной
ГГО для России в качестве средней величины в годовом исчислении
(табл. 6.6).
Глава 8. СОВРЕМЕННЫЕ ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
И ВЕТРОДИЗЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ МАЛОЙ МОЩНОСТИ
И СПОСОБЫ ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
8.1. Опыт применения ветроэнергетических
комплексов типа BWC
Российско-Американская комиссия по экономическому со-
трудничеству ("комиссия Черномырдин - Гор") по согласованию с
Минтопэнерго России приняла решение поставить в северные ре-
гионы России партию ветроустановок малой мощности для органи-
зации энергоснабжения отдаленных потребителей, находящихся на
Крайнем Севере и Дальнем Востоке. Разработка проекта была про-
ведена «Интерсоларцентром» (Россия) и Национальной лаборато-
рией по возобновляемой энергии (США).
ВЭУ мощностью 1,5 и 10 кВт в количестве 40 шт. поставила в
Россию фирма «Bergey Windpower Со.». ВЭУ типа BWC - это ком-
плексы оборудования, в состав которых входят собственно ветроаг-
регаты с мачтой, зарядные устройства, аккумуляторные батареи,
инверторы и вспомогательные щиты и блоки.
Оборудование водным путем из США поступило в Гамбург,
затем по железной дороге оно было доставлено 10 июня 1997 г. в
морской порт г. Мурманска. Оборудование принимала комиссия, со-
ставленная из представителей железной дороги, морского порта и
Федерального центра малой и нетрадиционной энергетики (ФЭЦ). В
состав приемочной комиссии был также введен автор как специа-
лист с опытом работы в ветроэнергетике.
Выбор регионов и конкретных объектов для применения
ветроэнергетической техники был поручен ФЭЦ, ВИЭСХ и предста-
вителям областных администраций. Часть объектов, выбранных для
использования ветроагрегатов, посетили представители американ-
ского института NREL, курирующего в США использование источни-
ков возобновляемой энергии.
Представители ФЭЦ, ВИЭСХ и Минтопэнерго с указанной
целью обследовали следующие объекты Кольского полуострова:
Цып-Наволок, о.Харлов, о.Кильдин, пос.Сосновка, пос.Гаврилово.
159
В табл. 8.1 приведены данные по скоростям ветра ряда об-
следованных пунктов Кольского полуострова.
Таблица 8.1
Среднегодовые скорости ветра
Пункты Цып- Наволок Дальние Зеленцы о.Харлов о.Моржовец Канин нос
Скорость ветра, м/с 7,1 7,4 9,2 7,2 8,4
Из табл. 8.1 следует, что ветровые условия в приведенных
пунктах весьма благоприятны для экономически выгодного исполь-
зования энергии ветра.
Сооружение ветроагрегатов на отдаленных объектах вызы-
вало большие трудности, связанные с доставкой оборудования на
эти объекты, необходимостью завоза строительных материалов для
сооружения фундамента и доставки на объекты грузовых машин и
тракторов.
Само ветроэнергетическое оборудование поступило как тех-
ническая помощь США. На монтаж и доставку оборудования на объ-
екты выделения средств федерального бюджета не предусматрива-
лось. Основным препятствием реализации проектов строительства
было отсутствие необходимых средств у местных администраций.
В Архангельской области Администрация в 1997 г. выделила
средства на строительство только трех ВЭУ: в д.Красное и д.Козлы.
В связи с тем, что при передаче оборудования Администрациям об-
ластей оговаривались сроки строительства, а при их срыве - воз-
врат оборудования, то в 1999 г. произошло перераспределение обо-
рудования в соответствии с приводимыми ниже данными:
Мурманская обл. г.Мурманск, д.Харловка, д.Сосновка BWC-10 9 шт.
Архангельская обл. д.Красное, д.Козлы BWC-10 Зшт.
Чукотский п-ов п.Анадырь BWC-10 4 шт., BWC-1500 9 шт.
Челябинская обл. п.Мирный BWC-10 4 шт.
Алтайский край г.Барнаул (Сельхозинститут) BWC-10 1 шт.
160
Московская обл. д.Пятница, д.Ржавки BWC-10 9 шт.
Московская обл. д.Никулино (ветрополигон ВИЭСХ) BWC-1500 1 шт.
Итого: BWC-10 30 шт., BWC-1500 10 шт.
Помимо финансовых трудностей имелись и другие причины,
затрудняющие эффективное использование ВЭУ. Самой существен-
ной является недостаточная комплектность поставленного оборудо-
вания. Для нормальной работы данных ветроэнергетических ком-
плексов, укомплектованных инверторами фирмы «Trace», в качестве
резервного источника питания необходимо иметь автоматизирован-
ные дизель-электрические генераторы. Фирма «Trace» предусмат-
ривала работу комплекса с дизель-генераторами «Honda» или
«Опал», имеющими возможность автоматического дистанционного
запуска при подаче на них пускового импульса, выдаваемого инвер-
тором при снижении напряжения на аккумуляторной батарее (АБ) до
заданного уровня. Однако в комплект поставки дизель-генераторы
не были введены на том основании, что каждый поселок или другой
объект электроснабжения уже имеет дизель-генераторы. На практи-
ке почти все ДЭС отечественного производства малой мощности не
имеют требуемой степени автоматизации. Это обстоятельство при-
водит к тому, что комплекс оборудования, рассчитанный на автома-
тическую работу, в российских условиях неизбежно переводился в
разряд требующих ручного запуска и останова ДЭС и, как следствие,
дежурства обслуживающего персонала.
Электронное оборудование комплекта имеет сложное уст-
ройство. Как отмечается в инструкции по инвертору «Trace», для ее
освоения необходимо затратить минимум две недели. Для русского
специалиста, не владеющего английским языком, этот процесс мо-
жет значительно продлиться, т.к. русский перевод инструкции фир-
мы «Trace» не идентичен английскому варианту: в нем нет перевода
на русский язык целого раздела о меню инвертора.
Первый опыт монтажа и наладки BWC-10 в д.Красное
Деревня Красное находится на острове в широком устье Се-
верной Двины в одном часе водного пути от г.Архангельск. В дерев-
не 30 домов. Зимой постоянно живут 5-10 семей. Электроснабжение
деревни на постоянной основе не налажено. Летом в вечернее вре-
мя включается дизель-генератор мощностью 8 кВт. Зимой делается
временная проводка однофазного питания по льду замерзшей реки.
161
Питание подводится с соседнего острова, находящегося в 1,5 км
от деревни.
Монтаж двух ветроагрегатов в д.Красное производился
управлением капитального строительства г. Архангельск осенью
1997 г. с привлечением большого числа строителей. Специалисты
ФЭЦ, ВИЭСХ и два представителя фирмы «Bergey Windpower Со.»
были приглашены в д.Красное, когда монтаж был практически за-
вершен. При этом выяснилось, что методы монтажа не являются
типовыми, т.к. их трудно повторить на других объектах. В частности,
фундаменты двух ветроагрегатов общей массой 40 т изготавлива-
лись на заводе г.Архангельск, затем, после затвердения бетона, они
грузились на теплоход и разгружались на мелководье вблизи места
монтажа и далее, с помощью привезенного на остров бульдозера,
они подталкивались к заранее заготовленным фундаментным ямам.
Кроме того, при монтаже фундаментных блоков использовался и
привозной автокран. Аккумуляторные батареи в заряженном состоя-
нии были доставлены также из Архангельска. АБ, входящие в ком-
плект двух ВЭУ, имеют массу более 2 т.
Проверка монтажа показала, что грубых ошибок удалось из-
бежать. Монтажники-электрики смогли сами подключить три одно-
фазных инвертора в трехфазную схему, несмотря на отсутствие ин-
струкции. Однако они нарушили правила монтажа, не использовав
центры постоянного тока, обеспечивающие защиту АБ от короткого
замыкания и дающие возможность получить надежный контакт
в клеммном соединении проводов при рабочем токе 200 А.
Монтажники не стали производить перемонтаж схемы по
сделанным замечаниям, но после приезда представителей фирмы-
изготовителя BWC-10 они выполнили требуемый монтаж быстро и
качественно. Представители фирмы Bergey высказались против ис-
пользования имеющегося дизеля для заряда АБ. Причина - плохое
техническое состояние дизель-генератора и отсутствие пульта
управления с работающими приборами.
Областное руководство придавало пуску первой ВЭС боль-
шое значение. Торжественный пуск проходил с включением рубиль-
ника самим губернатором и освещением этого события по радио и
телевидению (рис. 8.1).
Представители приемочной комиссии официально уведоми-
ли руководство капитального строительства области о том, что ДЭС
необходимо срочно менять, а эксплуатацию ВЭС необходимо пору-
чить электрику, проживающему в деревне. Однако эти рекомендации
не были приняты к исполнению.
162
Рис. 8.1. Ветроагрегаты BWC-10 в д.Красное
Через несколько месяцев эксплуатации поступила информа-
ция о полном разряде аккумуляторных батарей и выходе из строя
четырех аккумуляторов. Затем обстановка нормализовалась: вы-
шедшие из строя аккумуляторы с оплавленными клеммами были
заменены новыми, а разряженные аккумуляторы были заряжены от
привезенного из Архангельска бензогенератора. Эксплуатация стан-
ции была поручена местному электрику-пенсионеру, проживающему
в деревне пос-тоянно.
Эффективность работы данной ВЭС была невысокой по сле-
дующим причинам: из-за отсутствия нового дизель-генератора и из-
за недостаточно благоприятных ветровых условий (Уг<5 м/с).
Опыт наладки и испытаний BWC-10 в поселке Мирный
Ветроагрегат BWC-10 был смонтирован вблизи поселка. В
100 метрах от ветроагрегата поблизости от коровника в отдельном
бетонном блоке было размещено электрооборудование: АБ, заряд-
ное устройство, три однофазных инвертора, центр постоянного тока.
Молочная ферма принадлежит Челябинской финансово-
строительной компании ЧФСК. Ферма электрифицирована, однако в
поселке и на ферме имеют место частые перерывы в подаче элек-
троэнергии от сети.
Для отладки ВЭС и проведения контрольных испытаний обо-
рудования от ФЭЦ был командирован автор. Проверка работы трех
однофазных инверторов фирмы «Trace» типа SW4548 Version 4.01,
163
Рис. 8.2. Инверторы фирмы «Trace» типа SW4548
производилась при их включении по трехфазной схеме. Испытания
проводились 12-17 декабря 1998 г. (рис. 8.2).
Проверка показала, что каждый инвертор выходит на режим
инвертирования при нажатии на клавишу ON меню 1 Invertor mode.
Измерение параметров производилось с использованием меню 4
(измерительные приборы).
В результате измерений установлено, что фазовые напряже-
ния трех фаз инверторов составляют 228 В, частота тока 50 Гц, а
линейные напряжения 394 В, что свидетельствует о том, что инвер-
торы настроены нормально и электрический угол между векторами
фаз составляет 120°.
Проверка трехфазной системы ВЭС под нагрузкой произво-
дилась с подключением к выходам инверторов однофазной и трех-
фазной нагрузок, в том числе: трехфазного электронагревателя
мощностью 5,4 кВт, вакуумного насоса для привода доильных агре-
гатов 2,5 кВт, транспортерного механизма навозоудалителя на скот-
ном дворе с трехфазным приводом мощностью 5 кВт и однофазных
электронагревателей мощностью 1,5 кВт.
Подключение к трехфазной системе ВЭС активной нагрузки
во всех вариантах не создавало никаких проблем. Напряжение по
фазам оставалось близким к номиналу. Пуск и работа вакуумного
насоса электродойки также производились нормально. Однако под-
ключение электротранспортерного механизма навозоудалителя не
дало положительных результатов. Электродвигатель транспортера
164
не смог привести в движение транспортер. Вероятная причина - час-
тичное смерзание навоза. Механик фермы подтвердил, что и при
питании от сети они стараются в холодное время года пользоваться
навозоудалителем только в периоды оттепелей.
Была также произведена проверка работы трехфазного ин-
вертора в режиме LBX, обеспечивающего заряд АБ от сети в случае,
если аккумуляторы разрядились до критического уровня. Проверка
дала отрицательный результат. Основная причина: отказ инвертора
«признать» местную электросеть качественным источником энергии.
В первый день проверки один из трех инверторов не синхронизиро-
вался с сетью. На второй день был отказ от синхронизации двух ин-
верторов из трех. При этом контрольные светодиоды не переходят
от мигающего света на непрерывное свечение, сигнализирующее о
синхронизации с сетью. В результате было принято решение, что
при отсутствии полной синхронизации инверторов с сетью работать
в режиме LBX недопустимо, т.к. одна часть инверторов переходит на
режим подзаряда АБ, а другая - работает в режиме инвертирования.
В результате трехфазная система прекращает свою нормальную
работу, создавая для подключаемых трехфазных нагрузок аварий-
ную ситуацию. По результатам контрольных испытаний рекомендо-
вано использовать трехфазный режим работы без постоянного под-
ключения сети к входным зажимам АС-1 инвертора.
Опыт проведения монтажа BWC-10
в деревнях Пятница и Ржавки
Монтаж ветроагрегата BWC-10 в д.Пятница Московской об-
ласти выполнен на открытом участке территории, примыкающей
к производственной базе строительной фирмы «Сапсан» (рис. 8.3).
Основное назначение ветроагрегата - обеспечить резервное
питание приборов, требующих стабильного напряжения питания:
компьютеров, холодильных машин, осветительных приборов и др.
Для местных условий характерно периодическое включение в рабо-
ту мощных деревообрабатывающих станков, при котором отмечает-
ся временное снижение фазного напряжения до 160-170 В. Частота
таких спадов в рабочие часы достигает 5-10 в час.
Резервное питание требуется также для обеспечения беспе-
ребойной работы циркуляционных насосов газовой котельной, т.к.
при перерывах электроснабжения деревни, которое нередко в ней
случается, отключение электронасосов приводит к прекращению
работы газовой котельной.
Подъем мачты и ветроагрегата был выполнен с использова-
нием штатного блока-полиспаста, обеспечивающего снижение тяго-
165
Рис. 8.3. Ветроагрегат BWC-10 в д.Пягница
вого усилия в 4 раза. Расчетное тяговое усилие для подъема ветро-
агрегата составляет 1,2 т. Подъем производился грузовой машиной
с 4 ведущими колесами. Бронированный кабель от генератора до
помещения аппаратной был проложен в земле, на глубине 0,6 м.
Строго соблюдалось требование выполнения системы заземления с
установкой заземляющих стержней длиной 2,5 м.
Для размещения электрооборудования был спроектирован и
изготовлен бокс 3,5x4,5 м с двумя помещениями: для АБ и для ап-
паратуры. В потолке помещения для аккумуляторов сделаны отвер-
стия для удаления водорода, образующегося при заряде АБ. Монтаж
электрооборудования выполнен в трехфазном варианте. Преду-
смотрена возможность заряда АБ от сети.
Строительная фирма «Сапсан» разработала также проект
ветроэнергетического комплекса, состоящего из восьми ветроагре-
гатов типа BWC-10. Место строительства - участок земли в д.Ржавки
Солнечногорского района, расположенный вблизи Ленинградского
шоссе, недалеко от г.Зеленограда. В будущем не исключалась воз-
можность использования комплекса для организации на его терри-
тории выставок действующего ветроэнергетического оборудования
отечественного и зарубежного производства.
166
Рис. 8.4. Главный выключатель ветроагрегата BWC-10
В начале августа 2000 г. Отдел комплексных исследований
систем с нетрадиционными источниками энергии (ветрополигон ВИ-
ЭСХ) получил предложение принять участие в разработке монтаж-
ных схем электрооборудования комплекса, а также в проведении
шефмонтажа и наладки ветроагрегатов и всего комплекса. Автор
принял предложение фирмы участвовать в разработке и реализации
проекта в качестве ответственного исполнителя [73].
Монтаж ветроагрегатов был проведен по апробированной в
д. Пятница схеме. Головка ветроагрегата монтировалась на оголовке
мачты с помощью автокрана. Операция подъема производилась за
счет тягового усилия автомашины, в качестве которой использовал-
ся тот же автокран. В нижней части мачты ветроагрегата установле-
ны главный выключатель и тросовая лебедка для ручного вывода
ветроколеса из-под ветра (рис. 8.4). Накопленный бригадой опыт
позволил завершить подъем и наладку ветроагрегатов в сентябре
2000 г. (рис. 8.5).
В д.Ржавки, в отличие от прежних проектов, каждый ветроаг-
регат используется как самостоятельный источник питания с приме-
нением однофазного инвертора мощностью 4,5 кВт. По сравнению с
трехфазным вариантом упрощается управление, эксплуатация и
учет вырабатываемой энергии. Возможность перехода на трехфаз-
ный вариант предусматривается, и она легко выполнима.
167
Рис. 8.5. Ветроэнергетический комплекс в д.Ржавки
Основные потребители энергии комплекса: электрическое
освещение, светящаяся реклама, прожекторные лампы, бытовые
приборы, телевизоры, компьютерное оборудование, ремонтная мас-
терская.
В процессе отладки оборудования проверялась возможность
использования ветроагрегатов BWC-10 для отопления без исполь-
зования электрической энергии, накопленной в штатных АБ. Заво-
дская схема, к сожалению, не предусматривает такой возможности,
т.к. запрещает отключение АБ от зарядного устройства (регулируе-
мого выпрямителя).
Для проверки возможности использования BWC-10 для элек-
тронагрева был использован отдельный силовой выпрямитель, к
выходу которого подключался электронагреватель мощностью 2 кВт.
Проверка показала, что подключение такой нагрузки не мешает раз-
бегу ветроагрегата и его работе в диапазоне ветров от 4 до
6,5-7 м/с. При больших скоростях ветра может быть дополнительно
включен еще один нагреватель, включаемый и отключаемый авто-
матически с использованием реле напряжения.
Такая простая схема была опробована для отопления слу-
жебного помещения, где расположено электрическое оборудование
ветроэнергетического комплекса.
В случае длительного безветрия проект комплекса преду-
сматривает использование автоматизированной дизель-электри-
ческой станции мощностью 30 кВт. В случае ее приобретения можно
168
полностью отказаться от сетевого электроснабжения на территории
ветроэнергетического комплекса.
8.2. Основные виды испытаний ВЭУ
и организация их проведения
ВЭУ подвергаются следующим основным видам испытаний:
• приемосдаточным;
• периодическим;
• типовым;
• испытаниям на надежность.
На приемосдаточные испытания ВЭУ предъявляют с сопро-
водительной документацией в установленном на предприятии-
изготовителе порядке. Испытаниям подвергается каждая ВЭУ с це-
лью определения возможности ее приемки и поставки [74]. В объем
испытаний входит проверка комплектности, соответствия изделия
конструкторской документации, проверка консервации и упаковки,
сопротивления изоляции и электрической прочности. Результаты
проверок оформляются протоколом.
Периодические испытания проводят с целью контроля каче-
ства ВЭУ, стабильности технологического процесса производства в
период между предшествующими и очередными испытаниями и под-
тверждения возможности продолжения изготовления ВЭУ и их при-
емки. Периодические испытания проводит комиссия, назначенная
руководством предприятия-изготовителя с участием Заказчика.
Комплектация выбранных для испытаний образцов произво-
дится по методу случайных чисел в соответствии с ГОСТ 18231.
При обнаружении несоответствия ВЭУ требованиям ТУ производит-
ся приостановка поставок, анализ причин и устранение дефектов,
а также повторные испытания на удвоенном количестве образцов.
При положительных результатах повторных испытаний приемка
и отгрузка ВЭУ возобновляется.
Если повторные испытания дают отрицательный результат
с обнаружением несоответствий требованиям ТУ, то всю партию
ВЭУ бракуют.
Типовые испытания проводят с целью оценки эффективно-
сти и целесообразности изменений, вносимых в конструкцию ВЭУ.
В программу типовых испытаний должны входить проверки характе-
ристик и параметров, на которые могли повлиять изменения, вноси-
мые в конструкцию и технологию изготовления ВЭУ со времени пре-
дыдущих испытаний.
169
Результаты типовых испытаний оформляются актом, на ос-
новании которого принимается решение о целесообразности серий-
ного производства ВЭУ с внесенными конструктивными или техно-
логическими изменениями.
Испытания на надежность проводятся с целью контроля по-
казателей надежности на соответствие требованиям ТУ с определе-
нием возможности продолжения серийного выпуска ВЭУ. Контроль-
ные испытания на надежность должны проводиться в рамках про-
граммы периодических и типовых испытаний, а также как самостоя-
тельные испытания ВЭУ в процессе их эксплуатации. Место прове-
дения испытаний на надежность определяется предприятием-
изготовителем.
Перечень испытаний при разработке и производстве ВЭУ
приводится в рекомендациях [74]. К числу наиболее сложных и тру-
доемких видов испытаний относится определение мощностной ха-
рактеристики ВЭУ, выполняемой в широком диапазоне скоростей
ветра (от 3 до 15-20 м/с).
В соответствии с указанными рекомендациями при измере-
ниях мощностных характеристик предусматривается регистрация
следующих параметров: скорости ветра, температуры воздуха t, ат-
мосферного давления и развиваемой мощности Р. Обычно измере-
ние скорости ветра и развиваемой мощности проводят с периодом
осреднения показаний от 10 до 60 секунд. В ряде случаев, когда
речь идет о ВЭУ, работающих на электрическую сеть, отдается
предпочтение замерам, проводимым с периодичностью в 10 минут.
Данные результатов измерений мощности приводятся к нормальным
климатическим условиям (t=+15°C и В=760 мм рт. ст.) и производит-
ся графическое построение зависимости развиваемой мощности от
скорости ветра. Согласно датской методике [75] данные измерения
мощности, после их приведения к нормальным климатическим усло-
виям, подразделяются по бинам-градациям скоростей ветра через
0,5 м/с. Например, в бин У=10 м/с входят все результаты измерений
мощности в диапазоне скоростей от 9,75 до 10,25 м/с. Рекомендуе-
мое число экспериментальных точек на один бин - 10 от начала от-
дачи мощности ВЭУ до начала ее ограничения.
В диапазоне скоростей ветра выше начала ограничения
мощности считается достаточным иметь по три экспериментальных
точки на один бин. Мощностную характеристику ВЭУ предлагается
строить, используя среднеарифметическое значение мощности по
каждому бину.
В соответствии с «Основными положениями сертификации
ВЭУ» [76] подлежат обязательной сертификации параметры ВЭУ,
170
определяющие безопасность работы и воздействие ВЭУ на окру-
жающую среду.
Сертификация может быть реализована в трех вариантах:
проведение предприятием-изготовителем самооценки
(самосертификации) с заявлением изготовителя о соответствии про-
дукции установленным требованиям. При этом самосертификация
предполагает полную ответственность предприятия-изготовителя
(или поставщика) за качество продукции;
- проведение оценки независимой от изготовителя и потре-
бителя третьей стороной: испытательным центром, институтом сер-
тификации, ассоциацией и т.п. Сертификация третьей стороной
предполагает ответственность сторонней организации перед изгото-
вителем и поставщиком за оценку и подтверждение соответствия
правилам и процедурам сертификации Этот вид сертификации по-
лучил распространение за рубежом;
- некоторое распространение получил третий вид сертифи-
кации, двухсторонней, предполагающей взаимную договоренность
изготовителя и потребителя о признании качества выпускаемой про-
дукции удовлетворительным. Такую сертификацию предусматрива-
ет, в частности, стандарт США ANSJ z 34.2-1987. Взаимосертифика-
ция допустима только на конкретные, уже выпускаемые виды
изделий.
При освоении выпуска новых изделий необходимо произво-
дить сертификацию заново и в полном объеме.
Применительно к ВЭУ обязательна сертификация по анализу
безопасности в чрезвычайных ситуациях (ураганах, землетрясени-
ях), оценка уровня производимого шума, подтверждение отсутствия
резонансных режимов конструкции с определением уровня вибраций
в различных условиях работы. Обязательна проверка работоспо-
собности тормозных устройств (ручных и автоматических), проверка
конструкции молниеотводов. Для сертификации ВЭУ необходимо
учитывать обеспечение безотказной работы ВЭУ при следующих
режимах:
• режим монтажа и обслуживания;
• работа в нормальных рабочих условиях;
• работа в предельных рабочих условиях;
• режим работы в аварийных условиях;
• режим аварийного отключения.
Конструкция ВЭУ должна сохранять работоспособность в
экстремальных условиях, для определения которых используют сто-
171
летний период наблюдений за местностью, где установлена ВЭУ.
Экстремальные условия должны учитываться при конструировании и
в процессе сертификационных испытаний.
К характеристикам экстремальных условий относят:
• максимальную скорость ветра;
• максимальную величину ледовой нагрузки;
• повреждения от ударов града;
• предельные значения температуры;
• воздействие грозовых разрядов;
• сейсмические воздействия.
8.3. Экспериментальное исследование ветроэлектрической
установки BWC-1500
ВЭУ типа BWC-1500 (рис. 8.6) представляет собой довольно
сложный комплекс оборудования, в состав которого входят следую-
щие составные части.
1. Ветроэлектрический агрегат с трехлопастным ветроколе-
сом с фиберглассовыми лопастями, магнитоэлектрическим генера-
тором, опорной рамой, ориентируемой по направлению ветра с по-
мощью рулевого хвоста. Мачта агрегата фирменной конструкции
высотой 18 м. Останов ветроагрегата предусматривается произво-
дить выключателем, закорачивающим обмотки трехфазного генера-
тора. Кроме того, на мачте установлена тросовая лебедка, позво-
ляющая «сложить» хвост почти параллельно плоскости ветроколеса,
что обеспечивает вывод ветроколеса из-под ветра. Ограничение
частоты вращения при скорости ветра У>12 м/с обеспечивается бла-
годаря автоматическому выводу ветроколеса из-под ветра.
2. Аккумуляторные батареи (свинцово-кислотные) напряже-
нием 24 В, позволяющие работать при отсутствии ветра на номи-
нальную нагрузку примерно 2 часа.
3. Регулятор заряда аккумуляторных батарей типа VCS, по-
строенный с использованием тиристоров, позволяет производить
трехступенчатый заряд АБ (рис. 8.7).
4. Щит постоянного тока с предохранителями и клеммами
для подключения аккумуляторов и инвертора, оснащенный измери-
телем E-meter, позволяет измерять напряжение, ток заряда и разря-
да АБ, а также изменение емкости АБ в ампер-часах.
5. Инвертор однофазный фирмы Trace выходной мощностью
до 1,5 кВт напряжением 220 В, 50 Гц.
172
Рис. 8.6. Ветроагрегат типа BWC-1500
Рис. 8.7. Регулятор VCS и другие блоки BWC-1500
6. Однофазный выходной блок с контрольно-измерительными
приборами: амперметром, вольтметром, частотомером и счетчиком
электроэнергии.
Инвертор предусматривает возможность подключения ре-
зервного источника питания: бензо- или дизель-генератора для под-
заряда АБ и питания потребителей. Необходимость в резервном ис-
точнике возникает, когда аккумуляторы требуют подзаряда, а ветро-
агрегат не работает из-за безветрия.
173
Р,Вт
Рис. 8.8. Мощностные характеристики BWC-1500:
1 - режим заряда АБ; 2 - режим буферного заряда АБ
На первом этапе испытаний комплекта BWC-1500 на ветро-
полигоне ВИЭСХ определялась мощностная характеристика уста-
новки в режиме заряда штатной аккумуляторной батареи напряже-
нием 24 В. Испытания проводились в диапазоне изменения скоро-
стей ветра от 3,5 до 12 м/с.
Полученные мощностные характеристики BWC-1500 приве-
дены на рис. 8.8. Их рассмотрение показывает, что ветроагрегат на-
чинает заряжать АБ при скорости ветра 4 м/с. Максимальное значе-
ние мощности в режиме заряда достигает 700 Вт. Если снятие мощ-
ностной характеристики производить с подключением инвертора,
нагруженного на регулируемую буферную нагрузку, то величина раз-
виваемой ветроагрегатом мощности при тех же ветровых условиях
возрастает. Максимальное значение мощности, достигаемое при
У=12,5 м/с, составляет 850 Вт (линия 2 на рис. 8.8).
Для более подробного изучения энергетических возможно-
стей ветроагрегата ВЭУ BWC-1500 были сняты характеристики хо-
лостого хода ветроагрегата по постоянному току и выходного напря-
жения на подключенных к выпрямителю активных сопротивлениях.
Для этого вида испытаний использовалась схема, приведенная
на рис. 8.9.
174
Рис. 8.9. Схема проведения испытаний BWC-1500
Штатный выпрямитель VCS-1,5 в процессе этих эксперимен-
тов не применялся, т. к. он предназначен для использования только
при напряжениях до 30-35 В. В испытаниях был применен стандарт-
ный 6-ти диодный выпрямитель. Результаты испытаний - на
рис. 8.10. При работе на холостом ходу (линия 1) выпрямленное на-
пряжение достигает уровня 100 В при скорости ветра 12,5-13 м/с.
При работе на нагрузку максимальная мощность развивается
при подключении генератора с выпрямителем на сопротивление
2,2 Ом. Она составляет 1140 Вт при работе с напряжением 50 В. По-
тери в кабеле длиной 85 м и выпрямителе при этой нагрузке состав-
ляют приблизительно 250 Вт. Таким образом, генератор работающе-
го ветроагрегата в этом случае развивает мощность около 1400 Вт.
Подробный анализ характеристик развиваемой мощности по
выпрямленному току при напряжении заряда 25 В, выполненный с
проверкой развиваемой мощности при использовании сопротивле-
ний в диапазоне 1,1-0,55 Ом, показал, что ветроагрегат BWC-1500
175
и,в
Рис. 8.10. Характеристика напряжения ветроагрегата BWC-1500
на холостом ходу и при работе на нагрузку:
1 - на холостом ходу; 2 - R=4,4 Ом; 3 - R=2,2 Ом; 4 - R=1,1 Ом
развивает максимальную мощность 860 Вт при сопротивлении на-
грузки R=0,72 Ом. Этот результат также подтверждается характери-
стиками агрегата в режиме буферного заряда (линия 2 на рис. 8.8),
при котором достигается максимум мощности 860-880 Вт.
Таким образом, при использовании ветроагрегата BWC-1500
для заряда АБ паспортные данные фирмы-изготовителя не под-
тверждаются: развиваемая мощность не превышает 50% от расчет-
ной мощности 1500 Вт. Если перевести этот ветроагрегат на заряд
АБ напряжением 48 В, то максимальное значение мощности заряда
возрастет до 1140 Вт, но начало заряда аккумуляторной батареи
будет обеспечиваться только при скорости ветра 6,5 м/с, при кото-
рой напряжение холостого хода (линия 1 на рис. 8.10) достигает
уровня 48 В.
Для того чтобы обеспечить начало заряда АБ напряжением
48 В при скорости ветра Уо=4 м/с максимальное напряжение холо-
стого хода генератора следует поднять со 100 до 140 В.
176
Рис. 8.11. Мощностная характеристика ветроагрегата BWC-10
в режиме заряда АБ
Национальная лаборатория возобновляемых источников
энергии NREL в США исследовала в 1998 г. мощностные характери-
стики ветроагрегата BWC-10 в режиме заряда АБ [77] и получила
аналогичные результаты: мощность заряда в широком диапазоне
скоростей ветра (8-20 м/с) находится в пределах 4-5 кВт, т.е. не
превышает 50% расчетной мощности ветроагрегата (рис. 8.11). По-
видимому, причины недобора мощности обеих ВЭУ различного ти-
поразмера общие.
К положительным качествам ветроагрегатов типа BWC сле-
дует отнести высокую надежность их работы: за 5 лет непрерывной
эксплуатации на ветрополигоне BWC-1500 многократно испытывала
воздействие ветров, имеющих скорость 20-25 м/с без каких-либо по-
вреждений.
8.4. Экспериментальное исследование ВЭУ-1500
При разработке новой российской ВЭУ мощностью 1,5 кВт
конструкторы СКВ «Спецремтекс» стремились сделать ВЭУ с учетом
традиций и опыта создания отечественной ветроэнергетики. В част-
ности, для условий России малоприемлем действующий для ВЭУ
типа BWC и LMW запрет на использование ветроагрегата только
для работы на заряд аккумуляторных батарей. Использование элек-
тронагревательных приборов, например для отопления помещений.
177
с их подключением к инвертору с частичным или полным использо-
ванием энергии, накопленной в АБ, в условиях России считается не-
приемлемым. Такой вариант может привести к резкому сокращению
срока службы АБ.
Разработанная СКБ «Спецремтекс» ветроустановка ВЭУ-
1500 учитывает опыт НПО «Ветроэн» в создании легких и надежных
ветроколес высокой быстроходности, в создании которых большой
опыт имел к.т.н. И.А. Бабинцев [78], принимавший участие в разра-
ботке ветроколеса с регулятором для ВЭУ-1500.
Ветроустановка ВЭУ-1500 (с диаметром ветроколеса
/7=3,12 м) имеет двухлопастное ветроколесо с поворотными лопа-
стями, управляемыми центробежным регулятором Это ветроколесо
высокой быстроходности в различных условиях работает с быстро-
ходностью Z, изменяющейся от 10 до 18. В основном режиме работы
ВЭУ-1500 предусматривается заряд аккумуляторной батареи напря-
жением 48 В.
Дополнительный режим предусматривает работу ветроуста-
новки на электронагрев без использования инвертора и аккумуля-
торной батареи. Этот режим рекомендуется, когда АБ заряжена и
может обеспечивать потребителей, получающих питание от инвер-
тора в течение определенного гарантированного времени. Устойчи-
вая работа ВЭУ-1500, имеющей в своем составе магнитоэлектриче-
ский генератор в широком диапазоне скоростей ветра, обеспечива-
ется благодаря применению специального блока отбора мощности,
реализующего способ промежуточного аккумулирования энергии в
конденсаторном накопителе с последующей импульсной ее переда-
чей в электронагреватель [79]. Разработка блока отбора мощности
для ВЭУ-1500 была выполнена к.т.н. Н.Д. Абрамовым. В установке
ВЭУ-1500 работа ветроагрегата на нагреватель не исключает воз-
можности одновременной работы инвертора в комплекте с АБ для
электропитания других нагрузок. В ВЭУ-1500 предусмотрена также
возможность (по желанию потребителя) включения в состав ВЭУ
солнечной батареи напряжением 48 В, мощностью от 100 до 500 Вт.
Результаты экспериментальной проверки ВЭУ-1500 на холо-
стом ходу - на рис. 8.12, из которого следует, что при скорости ветра
3,5 м/с ветроагрегат развивает частоту вращения 350 мин \ При
этом на выходе выпрямителя уже достигается напряжение, обеспе-
чивающее заряд АБ, имеющей номинальное напряжение 48 В.
Частота вращения ветроколеса ограничивается регулятором
на уровне 750 мин На холостом ходу этому значению п соответст-
вует выпрямленное напряжение генератора 120 В. Как показали
длительные испытания ветроагрегата ВЭУ-1500 на ветрополигоне
178
Рис. 8.12. Характеристика холостого хода ВЭУ-1500:
п - частота вращения; U - напряжение на клеммах выпрямителя
ВИЭСХ в г.Истре, в режиме регулирования частоты вращения ветро-
колесо работает спокойно, без вибраций и резкого выпархивания
лопастей. При среднем уровне предела регулирования 750 мин 1
«заброс» частоты при порывах ветра не превышает 776 мин 1. Быст-
ро изменяющиеся показатели измерялись трехканальным цифро-
вым регистратором с периодами осреднения 1 и 10 с. При проверке
работы регулятора ветроколеса использовался период осред-
нения 1 с.
Мощностная характеристика ВЭУ-1500 в режиме «заряда
АБ» приведена на рис. 8.13. Начало заряда с отдачей мощности
50 Вт соответствует скорости ветра 4 м/с. Максимальное значение
развиваемой мощности - 1100 Вт - достигается при скорости ветра
12-12,5 м/с. Потери в кабельной линии связи (ветроагрегат на вет-
рополигоне удален от аккумуляторов и инвертора на 110 м) при мак-
симальном значении развиваемой мощности составляют 308 Вт, а
потери в выпрямителе - 50 Вт. Таким образом, максимальная мощ-
ность, развиваемая генератором ветроагрегата, достигает 1460 Вт,
т.е. близка к номинальному значению.
179
Р, Вт
Рис. 8.13. Мощностная характеристика ВЭУ-1500
при работ е в режиме «заряд АБ»
Рис. 8.14. Мощностная характеристика ВЭУ-1500
при работе в режиме «ТЭН»
180
Мощностная характеристика ВЭУ-1500 в режиме работы на
электронагреватель (режим «ТЭН») приведена на рис. 8.14. Сопос-
тавление показывает, что мощностные характеристики в режиме
«заряда АБ» и при работе на электронагрев близки между собой.
Результаты экспериментальных исследований позволили
уточнить паспортные данные ВЭУ-1500.
• Начало производительной работы установки соответствует скорости ветра
3,5-4 м/с
• Расчетная частота вращения ветроколеса - 750 мин 1
• Расчетная скорость ветра, соответствующая номинальному режиму рабо-
ты, - У=12,5 м/с
• Максимальная полезная мощность ВЭУ-1500 в режиме работы на режиме
«заряд АБ» и «ТЭН» в зависимости от длины кабельной линии от генерато-
ра до АБ изменяется в пределах от 1100 до 1400 Вт
Сравнение ВЭУ-1500 с BWC-1500 показывает, что зарубеж-
ный прототип, испытанный на том же ветрополигоне, существенно
уступает по производительности ветроустановке ВЭУ-1500. Надеж-
ность ВЭУ-1500 высокая: за период 3-летних испытаний установка
останавливалась только для техосмотра и вновь запускалась в ра-
боту без замены составных частей.
Стоимость ВЭУ-1500 примерно в 2 раза ниже стоимости
BWC-1500. Эту установку безусловно следует производить серийно
в объемах, удовлетворяющих запросы сельского хозяйства страны и
поставки в зарубежные страны. В настоящее время СКБ «Спецрем-
текс» подготавливает серийное производство ВЭУ-1500 объемом
300 шт./год.
8.5. Испытания опытного образца ветроэлектрического
агрегата мощностью 10 кВт
В октябре 2002 г. на ветрополигон ВИЭСХ поступил для ис-
пытаний опытный образец ветроагрегата ВТН8-10, созданный в Ист-
ринском институте НИИЭМ (рис. 8.15). Ветроагрегат имеет двухло-
пастное ветроколесо диаметром Д=8 м, синхронный магнитоэлек-
трический генератор, разработанный в НИИЭМ, мощностью 10 кВт
при номинальной частоте вращения 250 об./мин.
Лопасти ветроколеса изготовлены из клееной древесины со
стеклопластиковым покрытием. Ветроколесо устанавливается на
валу генератора. Лопасти имеют конструкцию, позволяющую изме-
нять угол установа от пускового до оптимального рабочего, а также
выходить на отрицательные углы для ограничения частоты враще-
ния на расчетном уровне при высоких скоростях ветра. Регулирова-
181
Рис. 8.15. Ветроагрегат ВТН8-10 в период испытаний
Рис. 8.16. Ветроколесо ВТН8-10 с центробежным регулятором
182
Генератор
Рис. 8.17. Схема размещения опорных устройств
ветроагрегата ВТН8-10
ние частоты вращения ветроколеса обеспечивается центробежным
регулятором (рис. 8.16).
Ориентация головки с ветроколесом по направлению ветра
обеспечивается за счет парусности ветроколеса, устанавливаемого
относительно набегающего воздушного потока «за башней».
Конструкция фундаментных опор ветроагрегата выполнена
по нетрадиционной схеме (рис. 8.17).
Ветроагрегат имеет трубчатую мачту высотой Н=8 м с одним
ярусом тросовых растяжек. В качестве центральной опоры для мач-
ты используется стальная опорная плита с четырьмя отверстиями,
через которые в грунт на глубину примерно 1,5 м забиваются метал-
лические штыри. Для крепления четырех растяжек на глубине ниже
промерзания грунта устанавливаются горизонтально закладные час-
ти фундаментных опор: стальные швеллеры длиною около 1 м.
Связь тросовой растяжки со швеллером обеспечивается через за-
глубляемый в грунт металлический стержень.
183
После выполнения земляных работ и установки фундамента
производится монтаж мачты с растяжками в горизонтальном поло-
жении, затем выполняется соединение растяжек с металлическими
стержнями, подъем мачты в вертикальное положение и натяжение
растяжек. После этого производится засыпка выкопанного грунта,
его уплотнение (трамбовка) и опускание мачты в исходное положе-
ние для монтажа на ней генератора и ветроколеса. После выполне-
ния монтажа генератора, ветроколеса и кабеля осуществляется
подъем ветроагрегата в собранном виде ручной лебедкой, входящей
в комплект ветроагрегата.
Подготовку ВТН8-10 к монтажу можно выполнить в течение
одного дня. Прочностные расчеты, выполненные в институте НИИ-
ЭМ, показали, что используемая конструкция фундаментных уст-
ройств обеспечивает прочность и устойчивость ветроагрегата в ши-
роком диапазоне скоростей ветра при грунтах различного типа.
Ветроагрегат ВТН8-10 является частью системы энергообес-
печения, в состав которой входят: резервный источник энергоснаб-
жения - дизель-электрический агрегат мощностью 8 кВт, аккумуля-
торная батарея с рабочим напряжением 23СН250 В, инвертор и сис-
тема заряда АБ. Все перечисленное оборудование размещается в
контейнере, устанавливаемом вблизи ветроагрегата.
Весь ветроэнергетический комплекс разработан в Истрин-
ском ФГУП НИИЭМ. Разработка ВТН8-10 выполнена под руково-
дством известного конструктора ветроагрегатов - С.А. Никонова,
который после прекращения деятельности НПО «Ветроэн» руково-
дил фирмой «Ветэн», разработавшей ряд новых ВЭУ мощностью
0,16; 0,5; 1,0 и 8 кВт по заказам ФГУП «Рыбинский завод приборо-
строения» и других организаций.
Результаты испытаний ВТН8-10
На рис. 8.18 представлены экспериментальные характери-
стики холостого хода ВТН8-10. Зависимость Пхх. от скорости ветра
определяет частоту вращения ветроколеса в оборотах (мин-1), a 1А.х.
дает информацию о выпрямленном напряжении трехфазного гене-
ратора в режиме холостого хода. Измерение скорости ветра произ-
водилось с использованием показаний тарированного в аэродина-
мической трубе ЦАГИ анемометра М-92.
Рассмотрение полученных данных показывает, что ветроаг-
регат имеет хорошие пусковые характеристики: он устойчиво рабо-
тает на холостом ходу уже при скорости ветра 3 м/с, развивая часто-
ту вращения на уровне 125 мин-1. При возрастании скорости ветра
184
Рис. 8.18. Характеристика холостого хода ВТН8-10:
U - напряжение холостого хода, В; п - обороты холостого хода, мин"1
до 6 м/с частота вращения увеличивается почти линейно, дости-
гая уровня 225 мин"1. При дальнейшем возрастании скорости ветра
до 7-8 м/с вступает в действие регулятор частоты вращения ветро-
колеса, и частота вращения повышается менее интенсивно. При
скорости ветра 13 м/с частота вращения ветроколеса достигает
245 об./мин.
Довести частоту вращения ветроколеса точно до расчетного
уровня 250 мин'1 достаточно просто: для этого необходимо слегка
ослабить предварительный натяг силовой пружины центробежного
регулятора.
Анализ характеристик напряжения t/xx показывает, что необ-
ходимое для начала заряда АБ напряжение 230-250 В достигается
при скорости ветра 3,5-3,7 м/с. Таким образом, экспериментальные
характеристики холостого хода ветроагрегата близки к проектным
значениям.
Следующий этап испытаний ветроагрегата заключался в
проверке режима заряда аккумуляторной батареи, входящей в со-
став ветроэнергетического комплекса. При первом включении в ре-
жиме заряда было установлено, что штатная АБ полностью заряже-
на, в результате при скорости ветра 1/=7,5 м/с, когда ток заряда дос-
тигает 24 А, а напряжение заряда 270 В, происходит защитное от-
ключение зарядного устройства из-за превышения расчетного уров-
ня напряжения заряда.
185
Р, Вт
Рис. 8.19. Мощностная характеристика ВТН8-10 в режиме заряда АБ
Введение дополнительной нагрузки на генератор в виде трех
электронагревателей общей мощностью Ртэн = 1,8 кВт позволило
поднять развиваемую мощность до уровня 8,3 кВт при скорости вет-
ра У=8,5 м/с. Однако при повышении скорости ветра более 8,5 м/с
вновь происходило защитное отключение заряда АБ.
По указанной причине аккумуляторная батарея была разря-
жена более чем на 50 % от номинальной емкости аккумуляторов.
После этого удалось получить мощностную характеристику ветроаг-
регата без отключений зарядного устройства в широком диапазоне
скоростей ветра (до 13 м/с).
Полученная мощностная характеристика, приведенная на
рис. 8.19, подтверждает, что начало заряда АБ обеспечивается при
скорости ветра У=3,5 м/с. При скорости ветра 7 м/с развиваемая
мощность достигает 5 кВт. Номинальное значение мощности 10 кВт
устанавливается при скорости ветра И=9,5-10 м/с и при увеличении
средней скорости ветра до 13 м/с сохраняется практически на неиз-
менном уровне.
Экономическая эффективность использования установки с
ветроагрегатом ВТН8-10 может быть существенно повышена, если
предусмотреть ее использование не только для заряда АБ, но и для
производства тепла. Применение ВЭУ особенно перспективно в ре-
гионах Крайнего Севера и Дальнего Востока, имеющих высокий вет-
роэнергетический потенциал и повышенную потребность в исполь-
зовании тепловой энергии.
186
Р. кВт
Рис. 8.20. Мощностная характеристика ВТН8-10 при работе
на электронагревательную нагрузку с блоком отбора мощности БОМ-5
Приоритетной нагрузкой комплекса является заряд АБ, но
невыгодно допускать перерывов в производстве электроэнергии
ветроагрегата, когда аккумуляторы полностью заряжены. При за-
щитном отключении заряда АБ целесообразно предусматривать ав-
томатическое включение тепловой нагрузки. Однако нагрузка долж-
на быть регулируемой, приспособленной к работе в составе ветро-
агрегата, работающего в широком диапазоне скоростей ветра.
Проверка возможности использования ВТН8-10 для произ-
водства тепла производилась с применением разработанного
Н.Д. Абрамовым блока отбора мощности, выполненного с конденса-
торным накопителем энергии выходной мощностью от 0 до 5 кВт.
Результаты проверки работы ветроагрегата на электрона-
греватель с блоком отбора мощности БОМ 5 кВт - на рис. 8.20.
Из сравнения полученной экспериментальной зависимости,
развиваемой ВТН8-10 при работе с блоком БОМ-5 на электронагре-
ватель с характеристикой ВТН8-10 в режиме заряда АБ (рис. 8.19),
следует, что обе зависимости близки друг к другу в диапазоне ско-
ростей ветра от 3,5 до 7 м/с. Проверить работу ВТН8-10 на электро-
нагрев в более широком диапазоне скоростей не было возможности
из-за отсутствия блока БОМ мощностью 10 кВт.
Попытка подключения к ветроагрегату электронагреватель-
ной нагрузки мощностью 4-5 кВт без блока отбора мощности приво-
187
дила к неустойчивому режиму работы ветроагрегата, при котором
спады скорости ветра вызывают останов ветроагрегата. Разработку
блока БОМ-Ю предусматривается провести на этапе освоения про-
мышленного выпуска ветроэнергетического комплекса. Эксперимен-
тальная проверка второго опытного образца ветроагрегата ВТН8-10,
выполненная на ветрополигоне ВИЭСХ, показала результаты, иден-
тичные первому образцу. Ветроагрегаты работают без проявления
резонансных режимов конструкции и без высокого уровня шума.
Использование опорных устройств ветроагрегата без приме-
нения бетонных фундаментов в процессе испытания не вызывало
никаких отрицательных последствий. При демонтаже закладных час-
тей была установлена их пригодность для повторного монтажа на
новом месте применения.
В условиях ветрополигона с высоким уровнем турбулентно-
сти ветрового потока в процессе испытаний возникали временные
затруднения с ориентацией ветроагрегата по направлению ветра,
которые позднее были исключены.
В процессе испытаний было установлено, что предложенный
разработчиками способ принудительного останова ветроагрегата
закорачиванием обмоток генератора характеризуется чрезмерной
интенсивностью: ветроагрегат останавливается за доли секунды.
Чтобы исключить этот недостаток, следует ограничить величину тока
торможения, введя в электрическую цепь торможения сопротивле-
ние, обеспечивающее останов ветроагрегата за 3-5 сек.
Испытания показали, что ветроагрегат ВТН8-10 по своим вы-
ходным параметрам соответствует технической документации на
изделие. Ветроагрегат имеет легкий запуск при скорости ветра
3,5 м/с, четко работающий регулятор частоты вращения. Расчетная
скорость ветра, при которой обеспечивается номинальная мощ-
ность, составляет 10 м/с. Следует также отметить, что ВТН8-10 яв-
ляется первым в России ветроагрегатом мощностью 10 кВт, который
реализует на практике быстроходность в расчетном режиме Zh=10,
благодаря чему он имеет низкую массу в расчете на 1 кВт мощности.
8.6. Комбинированная солнечно-ветродизельная (бензиновая)
электростанция мощностью 1,5 кВт
Изучение электропотребления в сельской местности Цен-
тральных областей России и Европейского Севера показывает, что в
расчете на один дом его величина не более 1-2 тыс. кВт ч/год, а
суммарная установленная мощность бытового электрооборудования
редко превышает 1,5-2 кВт. Поэтому комбинированная электростан-
188
ция мощностью 1,5 кВт может иметь большой спрос во многих ре-
гионах России. Разработка такой станции выполнялась в ВИЭСХе
по Государственному контракту №99-14-22 от 12.11.1999г. с Минтоп-
энерго России. Ответственным исполнителем этой работы был
зав. лабораторией ГНУ ВИЭСХ А.К. Сокольский.
Для условий автономного электроснабжения сельского дома
была принята следующая структура основных потребителей: осве-
щение (10 электроламп накаливания по 60 Вт), телевизор - 200 Вт,
холодильник - 150 Вт, радио, магнитофон - 100 Вт, электронасос -
250 Вт и стиральная машина - 500 Вт.
Потребление электроэнергии типового сельского дома в
кВт ч по сезонам года и годовое потребление энергии приведено
в табл. 8.2.
Таблица 8.2
Потребность сельского дома в энергии по сезонам года
Показатели Сезоны года Год (январь- декабрь)
Весна (март- май) Лето (июнь- август) Осень (сен- тябрь- ноябрь) Зима (декабрь- февраль)
Потребление, % 22,4 17,3 26,3 34 100
Потребление,кВтч 224 173 263 340 1000
Современные комбинированные электростанции малой
мощности базируются на использовании быстроходных ветроагрега-
тов с магнитоэлектрическими генераторами. Как правило, в таких
ветроагрегатах мультипликаторы не применяются.
Неотъемлемой принадлежностью современных ветроустано-
вок являются аккумуляторные батареи и инверторы, обеспечиваю-
щие получение электроэнергии стандартного качества (L/=230 В;
f=50 Гц).
На территории России в летний период наблюдается резкий
спад средних значений скоростей ветра, в связи с этим для поддер-
жания аккумуляторных батарей в заряженном состоянии в составе
электростанции полезно иметь фотоэлектрическую батарею.
При выборе ВЭУ разработчики ориентировались на серий-
ную продукцию отечественного производства, а именно: на УВЭ-500
(изготовитель ЦНИИ «Электроприбор», г. Санкт-Петербург) и
«Шексна-1» (Рыбинский завод приборостроения). Обе установки
имеют расчетную мощностью 500 Вт, но различные диаметры ветро-
189
Рис. 8.21. Ветроустановка УВЭ-500
колес - 2,2 и 2,8 м, а расчетные скорости ветра - 10 и 8,5 м/с. Стои-
мость УВЭ-500 (Д=2,2 м) - 9 тыс. руб., а «Шексна-1» (Д=2,8 м) -
42 тыс. руб. Учитывая значительную разницу в стоимости, принят
вариант использования ветроустановок УВЭ-500 (рис. 8.21).
С учетом номенклатуры серийно выпускаемых солнечных
фотоэлектрических модулей принимается мощность фотобатареи
120 Вт, состоящей из 4-х фотоэлектрических модулей ФСМ-30-12,
серийно выпускаемых ВИЭСХом (рис. 8.22).
Рис. 8.22. Солнечная фотоэлектрическая батарея мощностью 120 Вт
190
Рис. 8.23. Бензоагрегат типа ЕТ-1500
Дизель-генераторы мощностью ниже 2,2 кВт на Российском
рынке отсутствуют. В России бензогенератор мощностью 1,5 кВ А
выпускается Сарапульским электрогенераторным заводом. Имею-
щийся на российском рынке бензоагрегат фирмы «Generac» (Англия)
марки ЕТ-1500 привлекает внимание меньшей стоимостью
(12 тыс руб. по сравнению с 18 тыс. руб.). Кроме того, Сарапульский
бензогенератор имеет в два раза большую массу (55 кг) при одина-
ковом с ЕТ-1500 ресурсом двигателя (2200 ч). По указанным причи-
нам в качестве резервного источника энергии для комбинированной
электростанции выбран бензоагрегат ЕТ-1500 (рис. 8.23).
В соответствии с рекомендациями завода-изготовителя УВЭ-
500 для комбинированной электростанции выбрана АБ напряжением
24 В емкостью 380 А-ч.
Инвертор для комбинированной электростанции выбран типа
DR1524E, выпускаемый известной американской фирмой «Trace».
Инвертор такого типа позволяет производить подзаряд аккумулятор-
ной батареи, с автоматическим переводом инвертора в режим заря-
да АБ, когда подключается резервный бензоагрегат, обеспечиваю-
щий резервное питание нагрузок потребителя.
Блок-схема комбинированной электростанции приведена на
рис. 8.24. Блоки ветроустановок БУ-1 и БУ-2 обеспечивают заряд
аккумуляторной батареи АБ и подачу энергии на инвертор Инв,
обеспечивающий электроснабжение потребителей электроэнергией
стандартного качества. К блокам ветроустановок также подключены
солнечные батареи СБ1 и СБ2, осуществляющие подзаряд аккуму-
ляторов в солнечную погоду.
191
Рис. 8.24. Блок-схема комбинированной электростанции КЭС-1,5
Электронагреватели ТЭН предназначены для того, чтобы ис-
ключить режим холостого хода ветроагрегатов, когда аккумулятор-
ные батареи полностью заряжены и напряжение на АБ поднимается
до уровня 29,5-30 В. При этом происходит автоматическое отключе-
ние зарядного устройства, которое подключается на ТЭНы. Избы-
точная энергия преобразуется в тепловую.
Результаты испытаний КЭС-1,5
Целью проведения испытаний являлась проверка соответст-
вия электростанции требованиям технической документации в раз-
личных режимах работы, включая заряд аккумуляторов от ВЭУ,
применение бензоагрегата для заряда аккумуляторов и работу сол-
нечных батарей.
Основным источником энергии электростанции являются
ветроэлектрические установки. Проверку характеристик составных
частей ветроустановок целесообразно начать со стендовых испыта-
192
ний, что позволяет быстро изменять условия работы и легко созда-
вать требуемые режимы работы оборудования.
В частности, на стенде целесообразно проверить работу
блоков управления ветроустановок и характеристики генераторов.
Это целесообразно еще и потому, что в руководстве по эксплуата-
ции УВЭ-500 нет сведений о номинальной частоте вращения ветро-
колеса и генератора.
Испытания в природном ветровом потоке также предусмат-
риваются. Они дают сведения о проверке характеристик оборудова-
ния в реальных режимах эксплуатации. В комплекте со всем обору-
дованием в натурных условиях должны быть также проверены: бен-
зоагрегат ЕТ-1500 и солнечные фотоэлектрические установки.
В результате испытаний генератора ветроагрегата УВЭ-500,
проведенных на приводном стенде ветрополигона ВИЭСХ, были по-
лучены зависимости развиваемой генератором мощности по вы-
прямленному току при его работе на омическую нагрузку различной
величины. Результаты измерений при испытаниях на различных
частотах вращения приведены в табл. 8.3.
Таблица 8.3
Мощность, развиваемая генератором (Вт)
при различных частотах вращения и нагрузке R
Нагрузка, Ом Частота, мин"1
300 500 700 900 1100
13 25 76 142 241 345
4 60 170 272 400 529
2,05 82 195 281 356 439
1,35 75 167 267 296 358
Из полученных данных измерений следует, что максималь-
ные значения мощности соответствуют работе с сопротивлением
нагрузки 2,05 и 4 Ом, а расчетная мощность 500 Вт достигается
только при частоте вращения 1100 мин-1.
Испытания блоков автоматического управления частично
проводились при работе генератора на стенде. Эти испытания пока-
зали, что защита от перезаряда АБ осуществляется при достижении
напряжения 29,5-30 В. При этом цепь заряда размыкается, а к вы-
ходу выпрямителя автоматически подключается нагрузочное сопро-
тивление ТЭН мощностью 300 Вт.
193
Проверка защиты от разряда АБ показала, что при снижении
напряжения на зажимах АБ до 20 В нагрузка автоматически отклю-
чается. Повторное включение нагрузки осуществляется автоматиче-
ски после заряда АБ до напряжения 26 В. Таким образом, устройст-
ва защиты блоков управления УВЭ-500 функционируют нормально в
соответствии с данными, приведенными в руководстве по эксплуа-
тации. Испытания ветроагрегатов в натурных условиях в режиме за-
ряда АБ позволили получить обобщенные характеристики ВЭУ №64
и №65 (в результате осреднения экспериментальных данных), при-
веденные в табл. 8.4.
Таблица 8.4
Зависимость развиваемой мощности УВЭ-500 в режиме
заряда АБ в природном воздушном потоке
Ветроагрегат Скорость ветра, м/с
3 4 5 6,5 8 10 12
№64, Р, Вт 0 55 100 150 190 230 255
№65, Р, Вт 5 60 100 145 187 225 250
Графическая зависимость развиваемой мощности и частоты
вращения, построенная по экспериментальным точкам, приведена
для ветроагрегата №65 на рис. 8.25.
Мощностные характеристики ветроагрегатов и измерение
частоты вращения генераторов производилось с использованием
трехканального цифрового регистратора (рис. 8.26).
Рассмотрение мощностных характеристик двух ветроагрега-
тов УВЭ-500, приведенных в табл. 8.4, показывает, что они близки
между собой во всем рабочем диапазоне скоростей ветра, но не
достигают номинала мощности 500 Вт, приведенного в технической
документации на установку.
С другой стороны, стендовые испытания генератора показа-
ли, что генератор УВЭ-500 способен развивать мощность 500 Вт
только при достижении частоты вращения около 1100 мин-1
(табл. 8.3).
Характеристика частоты вращения ветроколеса (генератора)
в зависимости от скорости ветра (рис. 8.25) показывает, что макси-
мальное значение частоты вращения ветроколеса при работе в диа-
пазоне скоростей ветра 10-14 м/с не превышает 730 об./мин.
Стендовые испытания генератора (табл. 8.3) подтвержда-
ют, что при частоте вращения 700 мин-1 генератор развивает макси-
194
Рис. 8.25. Экспериментальные характеристики ветроагрегата
УВЭ-500 (№65):
п - частота вращения, мин-1; Р- мощность, Вт
мальную мощность на уровне 260-280 Вт. Таким образом, чтобы
повысить выходную мощность, необходимо поднять частоту враще-
ния ветроколеса до 1000-1100 мин"1. То, что это возможно, следует
из частотной характеристики (рис. 8.25), которая показывает, что
ветроколесо работает без ограничения частоты вращения только в
диапазоне скоростей от 3 до 6 м/с, а при больших скоростях ветра
ветроколесо под действием возрастающего давления ветра все бо-
лее выводится из-под действия ветра, преодолевая сопротивление
силовых пружин, поворачиваясь относительно горизонтальной оси.
Для повышения уровня развиваемой мощности необходимо увели-
чить затяжку пружин, регулирующих вывод ветроколеса из под вет-
ра. При этом скорость ветра, соответствующая началу срабатывания
механизма вывода ветроколеса из под ветра, должна быть повыше-
на до 9-10 м/с.
Проверка возможности работы различных бытовых приборов
при их подключении к инвертору DR1524E дала положительные ре-
зультаты: нормальные условия работы обеспечиваются при подклю-
чении к инвертору пылесосов, холодильников, телевизоров и других
бытовых приборов. Проверка работы электронасоса «Малыш» с
электромагнитным приводом мощностью 250 Вт показала, что пуск
195
Рис. 8.26. Оборудование КЭС-1,5 в период проведения испытаний:
1,2- блоки управления УВЭ-500; 3 - инвертор; 4 - блок нагрузки;
5, 6 - электронагреватели ТЭН; 7 - счетчик анемометра М-92;
8 - трехканальный цифровой регистратор
электронасоса производится нормально, но вследствие низкого ко-
эффициента мощности насоса (coscp^O,25-0,3) регулятор напряже-
ния инвертора не справляется со стабилизацией напряжения. По-
этому рекомендуется применять электронасос меньшей мощности
«Икар» (175 Вт), использование которого при работе от инвертора
DR1524E не вызывает осложнений.
Измерение характеристик фотоэлектрических установок в
режиме заряда АБ напряжением 24 В производилось в течение двух
малооблачных дней: 29 сентября и 2 октября 2000 г.
Максимальная мощность заряда достигала 29 сентября
84,7 Вт, а 2 октября - 81,5 Вт.
Проверка работы оборудования КЭС-1,5 электростанции при
включении бензоэлектрического агрегата производилась при слабом
ветре, когда ветроагрегаты не работали. Электростанция была
включена на активную нагрузку (электронагреватель, потребляющий
600 Вт). Кабель бензоагрегата был заранее подключен к клеммам
инвертора «input», предназначенным для подключения резервного
источника питания. При включении бензоагрегата и достижении им
напряжения 230 В и частоты 50-52 Гц инвертор автоматически пе-
рестает работать как источник питания и начинает работать в каче-
стве зарядного устройства, используя энергию бензоагрегата. При
196
этом ток заряда был равен 20 А, а мощность заряда составляла
приблизительно 500 Вт.
Развиваемая мощность бензоагрегата составляла 1100 Вт.
После принудительного отключения нагревателя ток заряда АБ воз-
рос до 26 А, а мощность заряда возросла с 500 до 650 Вт. При этом
частота тока генератора практически не изменилась. Затем опера-
тор принудительно снизил расход бензина. При снижении частоты
тока до 50 Гц произошло автоматическое восстановление работо-
способности инвертора с потреблением им энергии от АБ, а бензо-
агрегат перешел на работу в режиме холостого хода.
При последующем принудительном увеличении частоты тока
до 52 Гц процесс повторяется: инвертор вновь переходит на режим
работы зарядного устройства и для питания подключенных к блоку
БН нагрузок переменного тока. Таким образом, работа электростан-
ции при включении бензоагрегата с целью подзаряда аккумулятор-
ной батареи и питания нагрузки по переменному току происходит
нормально.
Дополнительная проверка на срабатывание защиты от пол-
ного разряда АБ показала, что при снижении напряжения АБ до 20 В
подача напряжения на разъем «Нагрузка» прекращается.
Проверка работоспособности устройства, ограничивающего
частоту вращения на заданном уровне, производилась на холостом
ходу ветроагрегата. При этом установлено, что при скорости ветра
10 м/с отклонение оси ветроколеса вверх от горизонтального поло-
жения вплоть до 80-85°(опрокидывание ветроколеса) приводит к
ограничению частоты вращения до уровня 700 мин"1.
Принудительный останов ветроагрегата опробован в двух
вариантах:
1. Закорачиванием обмоток генератора;
2. Подключением обмоток генератора на сопротивление на-
грузки Rh=1 Ом.
В обоих случаях останов ветроагрегата при скоростях ветра
5-10 м/с производился за 2-5 секунд.
8.7. Блок-схемы автономных ВДУ
сельскохозяйственного назначения
В настоящее время широко известна блок-схема ВДУ, ис-
пользуемая зарубежными фирмами: Bergey, Fortis, ЛМВ-
Ветроэнергетика и др. в ветроустановках мощностью от 0,4 до 5 кВт.
197
Данная схема представлена на рис. 8.27. Безредукторный
ветроагрегат ВЭА в этих ВДУ имеет, как правило, синхронный гене-
ратор магнитоэлектрического типа. Вырабатываемая энергия по ка-
белю поступает в отапливаемое помещение, где установлено сле-
дующее оборудование: регулятор заряда VCS, аккумуляторная ба-
тарея АБ, щит постоянного тока ЩПТ с предохранителями и клем-
мами, рассчитанными на большой ток, и измерительным прибором
E-meter, регистрирующим ток заряда и разряда, изменение количе-
ства ампер-часов в АБ.
Напряжение от АБ поступает на инвертор Инв, преобразую-
щий напряжение постоянного тока в переменный промышленной
частоты (50 Гц). Это напряжение поступает в блок БН, регистрирую-
щий с помощью щитовых измерительных приборов ток, напряжение,
частоту тока и количество отпущенной потребителям энергии. Ди-
зель-генератор ДГ подключается к клеммам «input» инвертора. При
использовании ДГ в периоды со слабым ветром дизель-генератор
ДГ заряжает АБ и одновременно обеспечивает работу потребителей
энергии, подключенных к блоку БН.
Недостатком этой схемы является то, что она не предусмат-
ривает возможность подключения потребителей без использования
АБ. Это приводит к тому, что если необходим электронагрев, то
электронагреватель подключается к блоку БН, получающему пита-
ние от инвертора с частичным использованием электроэнергии, на-
копленной в аккумуляторной батарее.
Второй недостаток схемы: длительное время ветроагрегат в
режиме заряда АБ работает с малым зарядным током, чтобы избе-
жать обильного газовыделения в аккумуляторах. Ветроагрегат при
этом не использует свои возможности выработки энергии в макси-
мальном объеме.
На рис. 8.28 представлена модернизированная схема ВДУ
мощностью до 10 кВт, которая в значительной мере может повысить
загрузку ветроагрегата и увеличить выработку электроэнергии. На
схеме в режиме заряда АБ переключатель П1 находится в положе-
нии 1, при котором зарядное устройство ЗУ подключено к АБ. По ме-
ре заряда напряжение на АБ повышается, начинается газообразова-
ние. Ток заряда и его мощность при этом должны быть снижены.
При заданной уставке напряжения блок управления БУ пере-
водит переключатель П1 в положение 2, при котором получает пита-
ние блок отбора мощности БОМ с электронагревательным устройст-
вом ЭН, обеспечивающим отопление помещения и нагрев воды в
электротермосе. Максимальная мощность электронагревате-
лей рассчитана на номинальное значение мощности ветроагрегата.
198
Рис. 8.28. Блок-схема ВДУ мощностью до
10 кВт:
ЗУ - зарядное устройство; PC - регули-
руемое сопротивление; БУ - блок управ-
ления; БН1, БН2 - блоки нагрузки дома и
мастерской соответственно
Рис. 8.27. Блок-схема ВДУ
BWC, Fortis и др.:
1ЦПТ — щит постоянного
тока; VCS - регулятор заря-
да; ДГ - дизель-генератор;
БН — блок нагрузки
Заряд АБ малым током в данной схеме обеспечивается через регу-
лируемое сопротивление PC, подключаемое автоматически при пе-
реводе переключателя П1 в положение 2.
При работе ветроагрегата на электронагрев АБ может про-
должать работать на инвертор Инв и блок БН1 и обеспечивать элек-
троснабжение бытовых нагрузок жилого дома.
199
В случае, когда блок БУ зафиксирует резкое снижение уров-
ня напряжения АБ, П1 возвратится в исходное положение 1, при ко-
тором возобновится заряд АБ в расчетном режиме.
Если ветер ослабнет, а АБ находится в состоянии, требую-
щем заряда, то блок БУ выдаст световой и звуковой сигнал, озна-
чающий необходимость включения в работу дизельного генератора
ДГ. Если пуск ДГ автоматизирован, то при его включении заряд АБ и
питание подключенных к блоку БН-1 нагрузок будет производиться
за счет работы ДГ. Если автоматизация пуска ДГ не предусмотрена,
то пуск следует осуществить вручную.
В фермерском хозяйстве обычно имеются гараж, погреб и
небольшая мастерская со сварочным аппаратом, сверлильным
станком и осветительными приборами. При необходимости исполь-
зования этого оборудования рекомендуется после ввода в работу ДГ
включить выключатель В1, при этом получит питание блок БН2 с на-
грузками НЗ и Н4.
В периоды действия сильных ветров нецелесообразно ис-
пользовать ДГ для электроснабжения мастерской. В этом случае
можно включить выключатель В2, который позволит подключить к
инвертору блок БН2 и нагрузки НЗ и Н4. Однако суммарная мощ-
ность включенных нагрузок Н1-?Н4 не должна превышать номиналь-
ную мощность инвертора.
На рис. 8.29 представлена блок-схема установки ВДЭУ-10,
разработанной в институте электромеханики (ФГУП НИИЭМ, г.Истра
Московской области). В ее состав входит ветрогрегат ВТН8-10,
результаты испытаний которого приведены в разделе 8.5.
Установка работает следующим образом. Вырабатываемая
ветроагрегатом ВА электроэнергия поступает на коммутатор К и вы-
прямительное устройство ВУ, обеспечивающее заряд АБ и питание
инвертора И. Инвертор формирует трехфазное напряжение
400/230 В при частоте 50 Гц, которое через блок БПФ поступает на
распределительное устройство РУ и далее к потребителям электро-
энергии П. Если развиваемая мощность, поступающая от генератора
ветроагрегата СГ при спадах ветра, становится ниже уровня тре-
буемого потребления, то дефицит мощности возмещается за счет
использования запаса энергии, накопленной в аккумуляторной бата-
рее АБ. При разряде АБ до уровня 170 В датчик напряжения ДН сра-
батывает и блок БА выдает команду на запуск дизеля Д.
После запуска ДА подача напряжения от СГ дизельного агре-
гата обеспечивается через коммутатор К на выпрямитель ВУ.
В конце заряда АБ от дизельного агрегата при достижении
уровня напряжения на аккумуляторной батарее 260-270 В блок БА
200
Рис. 8.29. Блок-схема ВДЭУ-10:
ВА — ветроагрегат; ДА — дизельный агрегат; СГ — синхронный генера-
тор; Д - дизель; К — коммутатор; ВУ - выпрямительное устройство;
АБ — аккумуляторная батарея (UH=220 В); И - инвертор; ДН - датчик
напряжения; БА — блок автоматики; БПФ — блок переключения фиде-
ров; РУ — распределительное устройство; П — потребители энергии
выдает сигнал на останов ДА с переключением подачи питания на
коммутатор К от ветроагрегата.
С учетом положительных результатов эксплуатации ВДЭУ-10
в условиях побережья Финского залива получен заказ на изготовле-
ние ВДЭУ мощностью 30 кВт с комплектацией установки тремя вет-
роагрегатами ВТН8-10, работающими на инвертор и одну аккумуля-
торную батарею с резервным дизельным агрегатом мощностью
30 кВт.
Автономные ВДУ мощностью более 30 кВт целесообразно
реализовать по схемам, рекомендованным фирмой SMA (Германия).
Блок-схема ВДУ мощностью 30 кВт приведена в главе 5 на рис. 5.7.
При необходимости использования ВДУ большей мощности (100-500
кВт) увеличения мощности можно достигнуть как за счет применения
ВЭС и ДЭС большей мощности, так и за счет включения в состав
ВДУ нескольких ВЭС и ДЭС.
201
8.8. Характеристики ряда зарубежных ВЭС малой мощности
Администрация Таймырского АО обратилась в Федеральный
центр малой и нетрадиционной энергетики (ФЭЦ) и ВИЭСХ с прось-
бой дать заключение по проекту строительства ВЭС в 17 населен-
ных пунктах полуострова Таймыр для решения проблемы их элек-
троснабжения. При этом прилагалось предложение фирмы
Energiesystemen B.V. (Нидерланды) о возможности поставки ВЭС
типа ES-1600 с информацией о параметрах ВЭС и условиях постав-
ки- В связи с этим в ВИЭСХе был выполнен сравнительный ана-
лиз характеристик ВЭС зарубежных фирм. Ознакомление с инфор-
мационными материалами указанной фирмы показало, что речь
идет о поставке двух модификаций ВЭС с диаметром ветроколеса
ES-1600 Д=16 м и расчетной мощностью 45 и 75 кВт, которые могут
быть использованы для автономного электроснабжения и для рабо-
ты с сетью [80]. Система ориентации на ветер у этих ВЭС - автома-
тическая с использованием серводвигателя. Три лопасти ветроколе-
са выполнены из древесины с покрытием специальными составами.
Редукторы ветроагрегатов имеют передаточные отношения 1:30 и
1:40. Между редуктором и генератором установлена упругая муфта
сцепления. Система безопасности ветроагрегатов включает защиту
от механической и электрической перегрузки. Ветроколесо имеет
механизм поворота лопастей с центробежным регулятором и уст-
ройство, обеспечивающее вывод ветроколеса из-под ветра и полный
останов ветроагрегата при буревых порывах ветра. Фирма была со-
гласна провести доработку ВЭС для применения в условиях холод-
ного климата (f = -50°С).
Цена оборудования ВЭС в долларах США [80] складывается
из стоимости следующих составных частей:
• ветроагрегат ES-1601 с мачтой/7=18 м 81160
• блок управления для работы в автономном режиме 12650
• блок синхронизации работы ВЭС и ДЭС 18445
• стоимость изменений для работы в холодном климате 6320
• инструмент, запчасти, документация 5800
Итого: 124375 долл.
Для двух объектов первоочередного строительства ВЭС в
пос.Мунгуй и пос.Байкаловск, расположенных на побережье Енисей-
ского залива были уточнены ветровые условия и существующие ус-
ловия электроснабжения. Среднемесячные скорости ветра колеб-
лются в пределах от 6 до 7 м/с. Период действия более слабых вет-
202
ров приходится июнь-сентябрь, когда потребность в электроэнергии
резко снижается.
В пос.Мунгуй, имеющем население 70 чел., электроснабже-
ние производится от двух ДЭС мощностью по 30 кВт. Годовая выра-
ботка энергии - 185 МВт-ч. В пос.Байкаловск используются две ДЭС
мощностью 100 и 60 кВт. Годовая выработка энергии - 800 МВт-ч.
Нагрузка с 6 ч утра до 24-ч ночи - 80% от максимума, а ночью с 0 ч
до 6 ч утра - 50%.
Для решения вопроса о целесообразности приобретения
ВЭС ES-1600 необходимо провести анализ характеристик ВЭС раз-
личных фирм по затратам на производство электроэнергии. Харак-
теристики ряда ВЭС различных зарубежных фирм приведены
в табл. 8.5.
Таблица 8.5
Энергетические и экономические характеристики ВЭС
различных зарубежных фирм
Тип ВЭС (страна) Номиналь- ная мощ- ность, кВт Диа- метр вк, Д м Годовая выработка при VT=6 м/с, кВт-ч Стои- мость ВЭС, долл. Удельная выработка, кВтч/м2 Удельная стоимость долл./ кВт-ч
ES-1601, ES-1602 (Нидерлан- ды) 45 75 16 16 70000 85000 124375 131755 348 426 1,78 1,55
Krogmann (Германия) 50 15 119000 77800 672 0,65
Aeroman (Германия) 33 14,8 90000 76415 523 0,85
GEV10.25 Vergnet (Франция) 25 10 49600 40267 632 0,81
Из данных табл. 8.5 следует, что по параметру удельной вы-
работки энергии на единицу площади ометаемой поверхности вет-
роколеса и удельной стоимости капитальных вложений, приходя-
щейся на 1 кВт-ч выработанной энергии установки, ES-1600 значи-
тельно уступают ВЭС других фирм. Лучшей является ВЭС фирмы
Krogmann, но, к сожалению, она предназначена для параллельной
работы с сетью большой мощности и для автономного электроснаб-
жения не приспособлена.
203
Для автономного режима применяется ВЭС «Аеготап»
14.8-33. Однако нет сведений о возможности ее использования в
условиях холодного климата.
Из выпускаемых за рубежом ВЭС, пригодных для использо-
вания в условиях холодного климата, представляет интерес ВЭС
GEV10.25, которая имеет высокие показатели удельной выработки
в сочетании с приемлемым уровнем капитальных вложений в расче-
те на один кВт-ч выработанной энергии. Фирма Vergnet (прежнее на-
звание Aerowatt) выпускает ВЭС в полярном исполнении для темпе-
ратур до -60°С и скоростей ветра до 70 м/с.
Одна из ВЭС фирмы Aerowatt мощностью 5 кВт проходила
испытания на Мархотском перевале (вблизи г. Новороссийск) в
1980-х годах с положительным результатом.
Исходя из необходимости обеспечить примерно 50%-ю долю
потребления энергии за счет использования энергии ветра в услови-
ях пос.Мунгуй в Таймырском АО, требуется применить две ВЭС типа
GEV10.25, а в пос.Байкаловск- 5-7 шт.
В табл. 8.6 приводятся экспериментальные мощностные ха-
рактеристики ВЭС GEV10.25, опубликованные в каталоге [81].
Таблица 8.6
Мощностные характеристики ВЭС GEV10.25
Скорость ветра V, м/с 5 7,5 10 12,5 15 17,5 20 22,5 25
Мощность Р, кВт 0 6,5 17 26 28 28 28 27 26
Фирма Vergnet использует в ветроагрегатах двухлопастные
ветроколеса с центробежным регулятором частоты вращения
(рис. 8.30). При скоростях ветра выше 20 м/с производится посте-
пенный вывод ветроколеса из-под ветра, что обеспечивается за счет
эксцентричного расположения ветроколеса относительно оси труб-
чатой мачты.
Ветроагрегаты фирмы Vergnet получили широкое распро-
странение во всем мире. Они используются для заряда АБ, для
подъема воды и производства тепла, для совместной работы с ДЭС.
В ВЭС мощностью выше 5 кВт фирма использует асинхронные гене-
раторы с конденсаторным возбуждением.
Выбор лучших образцов зарубежных ВЭС имеет смысл для
ускорения организации совместного производства перспективных
204
Рис. 8.30. Головка ветроагрегата GEV10.25 (Франция)
ВЭС, способных улучшить условия энергоснабжения отдаленных
регионов страны: Крайнего Севера и Дальнего Востока.
В настоящее время в нашей стране выполняется разработка
и подготовка к производству ВЭС мощностью 10 и 30 кВт. Ведется
подготовка к выпуску второй партии опытных образцов ВЭС
ВТН8-10. На стадии испытаний находится ВДУ «Жаворонок» мощно-
стью 30 кВт (рис. 8.31). Однако это направление работ находится
вне поля зрения федеральных органов, в принципе заинтересован-
ных в том, чтобы многочисленные поселки отдаленных районов
страны не имели серьезных проблем с энергоснабжением. Внима-
ние и содействие федеральных органов по вопросу рационального
использования возобновляемых источников энергии, как показывает
опыт Индии и других стран [82], обеспечивают высокие темпы разви-
тия ветроэнергетики.
Необходимость ускорения вывода лучших отечественных
разработок ВЭС автономного применения на стадию серийного про-
изводства в настоящее время становится все более острой. Отсут-
ствие содействия государства в промышленном освоении новой
техники может привести к срыву планов серийного производства или
к существенному замедлению развития ветроэнергетики.
205
Рис. 8.31. ВДУ «Жаворонок» (г.Москва)
В 2005 г. заинтересованность в развитии ветроэнергетики
проявило руководство РАО ЕЭС, которое выступило с предложением
учесть положительный опыт строительства ВЭС во многих странах
мира и обратилось в Государственную Думу с просьбой поддержать
планы строительства ВЭС в России.
8.9. Электронасосная система для работы с ВЭУ
и фотоэлектрическими установками
Вибрационные насосы «Малыш», «Невка-1», «Удалец»,
«Гейзер» и другие, благодаря их крупносерийному производству и
удобству использования, получили широкое распространение в на-
206
шей стране и во многих странах мира. Экспериментальные характе-
ристики серийного насоса «Малыш» в новой модификации, выпу-
щенной заводом «Динамо» (г.Москва), полученные на испытатель-
ном стенде ВИЭСХ при сетевом питании 220 В, приводятся в
табл. 8.7. Эти характеристики, как показало сравнение, соответству-
ют данным, приведенным в руководстве по эксплуатации электро-
насоса.
Таблица 8.7
Технические арактеристики насоса «Малыш» при работе в широком
диапазоне развиваемого напора
Напор Н, м Произво- дитель- ность, л/ч Потребляе- мый ток, А Потребляе- мая мощ- ность, Вт Коэффици- ент мощ- ности, отн. ед. кпд электро- насоса, %
1,0 1080 3,6 200 0,25 1,5
10,0 770 3,5 220 0,29 9,5
20,0 660 3,25 220 0,31 16,0
30,0 514 3,07 210 0,31 20,0
40,0 415 2,9 200 0,31 22,6
Обращает на себя внимание низкий коэффициент мощности
(coscp) электронасоса (0,29-0,31), что затрудняет его использование,
если электронасос вводится в состав ВЭУ малой мощности. Как по-
казывает практика, для нормальной работы электронасоса установ-
ленная мощность инвертора должна превышать мощность электро-
насоса как минимум в 2,5 - 3 раза. Если это правило не соблюдать,
то электронасос не запускается, а инвертор будет перегружен по
току и может выйти из строя.
В связи с возрастанием роли возобновляемых источников
энергии возникает необходимость разработки специальных техниче-
ских решений, обеспечивающих рациональное использование ВЭУ и
ФЭУ малой мощности для водоподъема с применением электрона-
сосного оборудования. Это особенно актуально для механизации
водоснабжения в фермерских хозяйствах, на садово-огородных уча-
стках и других объектах, не имеющих сетевого электропитания.
В новой электронасосной системе применяется способ про-
межуточного аккумулирования энергии в конденсаторном накопите-
ле с последующей импульсной ее передачей в электронасос [83].
207
Основная цель способа - обеспечение эффективной работы
электронасоса при нестабильных во времени параметрах энергии,
вырабатываемой ветроэлектрическим агрегатом или солнечной ба-
тареей в широком диапазоне развиваемой мощности с реализацией
возможности регулирования производительности электронасоса.
В ВИЭСХе, в Отделе комплексных исследований систем с
нетрадиционными источниками энергии разработаны и прошли ла-
бораторную и хозяйственную проверку несколько вариантов элек-
тронасосных систем, использующих вибрационные электронасосы,
получающие электропитание от ВЭУ или ФЭУ малой мощности. Ав-
тором разработок является к.т.н. Н.Д. Абрамов.
Один из вариантов электронасосной системы содержит на-
сос «Малыш» новой модификации, коммутатор постоянного тока но-
минальным напряжением 12 В с конденсаторным накопителем энер-
гии и преобразователь импульсного напряжения до уровня 150 В.
Принятое техническое решение позволило обеспечить легкий пуск
электронасоса, который обеспечивается уже при развиваемой мощ-
ности энергоисточника 15-20 Вт.
Результаты стендовых испытаний электронасосной системы
при работе от источника постоянного тока в диапазоне изменения
напряжения от 11,3 до 14 В приведены в табл. 8.8 [84].
Таблица 8.8
Производительность электронасоса «Малыш» (л/ч) в зависимости от
развиваемого напора при питании от аккумулятора с номинальным
напряжением 12 В
Потребляемая мощность по постоянно- му току, Вт Развиваемый напор, м
10 20 30 40
л/ч кпд л/ч кпд л/ч кпд л/ч КПД
156 725 12,6 420 14,7 350 18,3 230 20,0
125 575 12,5 325 14,2 210 13,7 125 12,2
96 425 12,1 190 10,8 75 6,0
68 260 10,4 50 4,0
44 100 6,0
Примечание. Приводится общий КПД системы с блоком, %.
Данные, приведенные в табл. 8.8, подтверждают возмож-
ность производительной работы насоса при колебаниях развивае-
мой источником энергии мощности в широких пределах. Работоспо-
собность электронасосной системы (рис. 8.32) подтверждена также
при ее непосредственном электропитании от ФЭУ мощностью 120 Вт
208
Рис. 8.32. Электронасос «Малыш» с блоком управления
номинальным напряжением 12 В При этом показатели производи-
тельности и КПД соответствуют данным, приведенным в табл. 8.8.
Сопоставление производительности насоса по данным при-
веденных таблиц показывает, что при равных напорах производи-
тельность при питании от сети выше. Это объясняется существен-
ной разницей в мощностях, потребляемых электронасосом
(200-220 Вт) при сетевом питании и электронасосной системой
(156 Вт) для случая ее использования с ФЭУ и ВЭУ ограниченной
мощности. Повышение мощности энергоисточника для электрона-
сосной системы до уровня 200-220 Вт и соответственно увеличение
расчетной мощности преобразователя и коммутатора системы при-
ведет к повышению производительности насоса до стандартных за-
водских значений.
Преимущество новой электронасосной системы - резко сни-
женный уровень токовой нагрузки (в 2-2,5 раза) - практически ис-
ключает опасность перегрева электронасоса при длительной непре-
рывной работе. Напомним, что заводы-изготовители вибрационных
насосов во избежание перегрева двигателя насоса рекомендуют пе-
риодически отключать электронасос через каждые 45 минут работы.
Для новой электронасосной системы опасность перегрева исклю-
чается.
Нормальный режим работы колодца или скважины преду-
сматривает отбор воды из водоисточника с производительностью,
209
не превышающей дебит колодца. При необходимости изменения
производительности электронасоса с учетом характеристик конкрет-
ного водоисточника потребитель может изменить производитель-
ность насоса, регулируя ее с помощью потенциометра, установлен-
ного в блоке управления электронасосной системы. При временном
отсутствии энергии ветра или солнца предусмотрен автоматический
перевод электропитания насоса от АБ различных напряжений: 12, 24
или 48 В в зависимости от типа используемой ВЭУ или ФЭУ. Авто-
ром многочисленных вариантов электронных схем электронасосных
систем данного класса является к.т.н. Н.Д. Абрамов.
Следует обратить внимание на еще одну особенность ис-
пользования вибрационных насосов: при понижении напряжения в
сети до 200 В, что часто наблюдается в сельской местности, КПД
электронасоса резко снижается. Так при работе с напором 40 м по-
нижение напряжения с 220 до 200 В приводит к снижению КПД
с 22 до 13%. КПД электронасосной системы при напоре 40 м состав-
ляет 20 %. При работе в диапазоне развиваемых напоров от 10 до
16 м преимущество по КПД за электронасосной системой
(12,6-13,5%) по сравнению с сетевым питанием (9,5-13,5%).
Положительная оценка потребителями результатов эксплуа-
тации ряда опытных образцов электронасосных систем на садово-
огородных участках Подмосковья позволяет надеяться, что при ос-
воении серийного производства этот вид продукции будет иметь вы-
сокий потребительский спрос.
Глава 9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ВЕТРОУСТАНОВОК АВТОНОМНОГО ПРИМЕНЕНИЯ
9.1. Методика расчета экономической эффективности
ветроуста новок
Методической основой определения экономической эффек-
тивности является сравнение экономических результатов использо-
вания ветроустановок и базовой техники.
При расчетах должна обеспечиваться сопоставимость вари-
антов по объему и качеству производимой продукции.
Критерием выбора лучшего варианта является годовой эко-
номический эффект, определяемый на годовой объем производства.
Годовой экономический эффект представляет собой суммарную
экономию, которую получает производитель и потребитель в резуль-
тате использования ветроагрегатов и ветроустановок.
Приведенные затраты в сфере производства и эксплуатации
представляют сумму себестоимости и нормативной прибыли:
3 = С + ЕнК, (9.1)
где 3- приведенные затраты единицы продукции, руб.;
С- себестоимость единицы продукции, руб.;
Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных
вложений, руб.;
К- удельные капитальные вложения, руб.
В приведенных затратах текущие затраты (себестоимость) и
единовременные (капиталовложения) должны быть соизмерены по
фактору времени. Соизмерение к экономически однозначной вели-
чине осуществляется через нормативный коэффициент эффектив-
ности. При сравнении ряда вариантов экономически эффективным
считается вариант, обеспечивающий минимум приведенных затрат.
На стадии внедрения новой техники сопоставляются приве-
денные затраты образцов базовой техники с оптовой ценой образца
31 с приведенными затратами образца новой техники с оптовой
ценой 32.
211
В расчетах по определению экономической эффективности
ВЭУ или ВДУ применяется нормативный коэффициент экономиче-
ской эффективности дополнительных капитальных вложений. Этим
коэффициентом определяется нормативная прибыль в долях от до-
полнительных капитальных вложений за год. Для ветроагрегатов,
предназначенных для выработки электроэнергии, нормативный ко-
эффициент эффективности принимается на уровне 0,12, а для ВЭУ,
используемых для водоподъема, орошения, опреснения и прочих
нужд, - 0,15.
Выбор базы сравнения
В настоящее время на объектах, не имеющих централизо-
ванного электроснабжения, в том числе в населенных пунктах Край-
него Севера и Дальнего Востока для электроснабжения применяют-
ся в основном ДЭС мощностью от 8 до 200 кВт в одном агрегате.
Для кратковременных работ в сельском хозяйстве и строительстве
используются также портативные бензиновые электростанции малой
мощности от 0,5 до 3-5 кВт.
С учетом существующего положения вопрос о базе сравне-
ния для ВЭС и ВДУ в районах, не имеющих централизованного элек-
троснабжения, решается однозначно. Эффективность использова-
ния ВЭС и ВДУ следует определять в сравнении с ДЭС, имеющими
преобладающее распространение.
Определение капитальных вложений
Капитальные вложения, связанные с приобретением и мон-
тажом новой техники, являются затратами потребителя. Они состоят
из стоимости приобретения оборудования по оптовым ценам и
стоимости расходов на его доставку и монтаж. Сумма перечислен-
ных расходов составляет балансовую стоимость капиталовложений.
Средний коэффициент перевода оптовой цены в балансовую стои-
мость колеблется в пределах 1,1-1,2.
Определение годовых эксплуатационных затрат
Годовые эксплуатационные затраты И определяются как
сумма следующих составляющих:
И— Из + Иа + Ик + Иг + Иг + Ип , (9-2)
где Из- расходы на зарплату обслуживающего персонала;
Иа- амортизационные отчисления на восстановление и ремонт
по сопутствующим капитальным вложениям потребителя;
212
/7г - отчисления на текущий ремонт;
Ик-амортизационные отчисления на капитальный ремонт ВЭУ;
Иг- расходы на горюче-смазочные материалы;
Ип- прочие эксплуатационные расходы.
Расчет годового экономического эффекта
Расчет производится по следующей формуле:
В Р, + Е, + (И, - ff2)-Е^К, - К,}
' В, Рг+Е„ Рг+Е„
где 3, и 32- оптовые цены соответственно базовой и новой техники;
В, и Вг-годовая выработка базовой и новой техники;
Р, и Рр-доли отчислений на реновацию сопутствующих
капиталовложений базовой и новой техники;
И1 и /72-годовые эксплуатационные расходы базовой и новой
техники;
А2 - годовой объем производства новой техники, шт.
Показателем, обратным по величине нормативному коэффи-
циенту эффективности Ен, является срок окупаемости. Фактический
срок окупаемости определяется по формуле:
(9.4)
где Т- срок окупаемости дополнительных (по сравнению с базовой
техникой) капиталовложений;
КДОП- величина дополнительных капиталовложений для образца
новой техники;
/7; и И2 — годовые эксплуатационные расходы, включая аморти-
зационные отчисления.
В 1979 г. НПО «Ветроэн» освоил серийное производство
ветроагрегатов типа АВЭУ6-2 и АВЭУ6-4 на заводе «Ветроэнерго-
маш» (г.Астрахань). В 1981 г. было выпущено 170 ветроагрегатов,
в 1986 г. - 385. Статистика реализации ветроагрегатов за период
1979-1987 гг. приведена в табл. 9.1.
213
Таблица 9.1
Распределение ветроагрегатов АВЭУ6-4 по министерствам
и ведомствам в 1979- 1987 гг.
Учреждение Количество АВЭУ6, шт. %
Агропром СССР 400 21,2
Минводхоз СССР 361 19,0
Минобороны, Минморфлот 218 11,6
Г оскомгидромет 142 7,5
Минтрансстрой, Минэнергомаш, Министерство путей сообщения 128 6,8
Минстрой СССР 107 5,6
Минрыбхоз, ГУ охотхозяйств 103 5,4
Министерство геологии 96 5,1
Минсвязи, Миннефтепром, Министерство гражданской авиации 95 5,1
Миннефтегазпром 94 5,0
Академия наук СССР 44 2,3
Экспорт 5 0,3
Прочие потребители 98 5,2
Итого: 1891 100
Как следует из таблицы, ветроагрегаты АВЭУ6 использова-
лись прежде всего в сельском и водном хозяйстве, а также на таких
объектах Минобороны, как маяки, и в системе Госкомгидромет для
электроснабжения островных и отдаленных метеостанций.
Пример расчета годового экономического эффекта
Ниже приводится пример расчета годового экономического
эффекта ветроводоподъемной установки, использующей ветроагре-
гат АВЭУ6-2 с электронасосом 1.5КМ-8/19 для подъема воды из
шахтного колодца с глубины Н=15 м.
Базовый вариант водоподъема - широко используемый
в 1970-1980 гг. ленточный водоподъемник ВЛМ-100 с приводом от
бензинового двигателя ЗИД-4,5.
Экспериментальные характеристики ветроводоподъемной
установки АВЭУ6-2 при подъеме воды с глубины 15 м приводятся
в табл. 9.2.
214
Таблица 9.2
Производительность ветроустановки при различных скоростях ветра
Скорость ветра, м/с 4 5 6 7 >8
Производительность, м3/ч 0,8 3,8 6,8 9,6 12,5
Расчет возможного количества поднятой воды выполнен для
условий Ростовской обл. (район метеостанции Сарпа), где 1/г=5 м/с,
коэффициент формы распределения Вейбулла )/=1,46 (см. Прило-
жение 5). Данные повторяемости скоростей ветра по Вейбуллу при-
ведены в Приложении 4. В данном случае следует использовать
таблицы повторяемости для ^1,5 и V=5 м/с.
Результаты расчета количества поднятой воды за год Г=8760
ч приводятся в табл. 9.3. В расчете использовались эксперимен-
тальные характеристики производительности, приведенные
в табл. 9.2.
Таблица 9.3
Число часов работы и количество поднятой воды АВЭУ6-2
при Vr=5 м/с (Н=15 м)
Скорость ветра, м/с 4 5 6 7 >8 4-20
Повторяемость, о.е. 0,125 0,109 0,091 0,074 0,2 0,6
Число часов работы в году 1095 955 797 648 1752 5247
Количество поднятой воды, м3 876 3629 5420 6221 21900 38046
Оценка эксплуатационных расходов и капитальных вложений
за 1980 г. используется из расчета технико-экономических показате-
лей АВЭУ6-2, выполненного отделом технико-экономических иссле-
дований НПО «Ветроэн» в 1981 г., когда решался вопрос о целесо-
образности использования крупной партии АВЭУ6-2 для водоподъе-
ма на пастбищах.
Исходные данные для расчета по базовому варианту:
• оптовая цена водоподъемника ВЛ М-100 с приводом от бензинового
двигателя ЗИД-4,5 3,=271 руб.; (цены 1980 г.);
• сопутствующие капитальные вложения:
- колодец шахтный глубиной 15 м 900 руб.
- резервуар ж/б емкостью 10 м3 1020 руб.
215
- водопойная площадка с корытом 1440 руб.
- склад для ГСМ, 15 м2 1950 руб.
- расходы на транспортировку и монтаж 54 руб.
- неучтенные расходы 536 руб.
Итого: 5900 руб. (Л-/)
Годовая выработка ВЛМ-100 при производительности 5 м3/ч
и расчетном числе часов работы 2000 ч составляет 10000 м3 подня-
той воды (Bi). Годовые эксплуатационные расходы при использова-
нии ВЛМ-100 с определением по формуле (9.2):
= 1183+234+13+119+118+167=1834 руб.
Вариант с АВЭУ6-2 и электронасосом 1,5КМ-8/19:
• оптовая цена АВЭУ6-2 с электронасосом Зг=3803 руб.;
• сопутствующие капитальные затраты потребителя (в ценах 1980г.):
- колодец шахтный глубиной 15 м 900 руб.
- резервуар ж/б емкостью 50 м3 2540 руб.
- водопойная площадка с корытом - расходы на транспортировку и монтаж 1440 руб.
(20 % от стоимости ВЭУ) 761 руб.
- неучтенные расходы (10 %) 564 руб.
Итого: 6205 руб.
Годовые эксплуатационные расходы рассчитываются по
формуле (9.2). При использовании АВЭУ6-2 они составляют:
И2 = 98 + 180 + 160 + 255 + 5 + 70 = 768 руб.
Годовой экономический эффект благодаря применению
АВЭУ6-2 рассчитывается по формуле (9.3).
При использовании партии /4=100 шт. годовой экономический
эффект Э равен:
38046
271-------
10000
0,052 + 0,15 (1834 - 768)- 0,15 (6205 - 5900)
0,072 + 0,15 0,072 + 0,15
-3803]-100 = 173100 руб.
216
Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений
для АВЭУ6-2 рассчитывается по формуле (9.4) и составляет:
3803+ 6205-(271 + 5900) 3837
Т =------------------------=------= 3,6 года,
1834-768 1066
что ниже нормативного срока окупаемости при 272=0,15, равного
6,7 лет.
Методика расчета себестоимости электроэнергии ВДУ
В экономическом анализе, приведенном в работе «Intelligent
Power Systems for decentralized electrification» фирмы SMA Regelsys-
teme GmbH (1993 г.), указывается, что эффективность использова-
ния ВДУ зависит от следующих факторов:
• ветровых условий применения ВДУ;
• мощностных характеристик используемых ВЭУ;
• величины капитальных вложений, связанных с вводом в дей-
ствие ВДУ;
• срока службы ВЭУ и резервных ДЭС;
• стоимости дизельного топлива и величины удельного расхо-
да;
• стоимости обслуживания ВЭУ, ДЭС и вспомогательного обо-
рудования;
• процентной ставки на капитальные вложения и величины
инфляции.
Согласно указанной методике расчета отдельно учитывается
доля расходов на обслуживание комплекса, отнесенная к единице
выработанной энергии, стоимости топлива и величины амортизаци-
онных расходов за расчетный год.
Годовые амортизационные отчисления на ветроагрегаты и
систему управления к ним, имеющие 20-летний срок службы, опре-
деляют как 1/20 часть их оптовой цены. Аккумуляторные батареи со
сроком службы 8 лет имеют годовые отчисления, равные 1/8 опто-
вой цены. Что касается амортизационных отчислений на ДЭС, рабо-
тающие в периоды слабых ветров, то амортизационные отчисления
производятся с учетом фактического числа часов их работы за год,
принимая во внимание, что срок службы ДЭС мощностью 40-60 кВт
составляет 20 тыс. часов работы.
Проведенный автором поверочный расчет доли удельных
расходов указанного комплекса на выработку 1 кВт ч энергии,
217
за счет затрат на топливо и стоимости обслуживания, показал хоро-
шую сходимость с результатами расчетов фирмы.
Поверочный расчет амортизационной составляющей в за-
тратах показал, что при годовом объеме выработки энергии
350 МВт-ч, стоимости дизельного топлива 0,8 Бм/литр и среднегодо-
вой скорости ветра 7 м/с доля амортизационной составляющей за-
трат равна 0,153 Dm/кВт-ч, а по данным фирмы SMA она составляет
0,18 Dm/кВт-ч.
Увеличение амортизационной составляющей до уровня
0,18 Dm/кВт-ч произошло, по-видимому, из-за учета декларируемой
процентной ставки на капитальные вложения (6 %) и учета резуль-
тирующей поправки на инфляцию на уровне 12 %. Однако разъясне-
ний в расчетах фирмы по поводу учета инфляции в указанной рабо-
те фирмы не приведено.
Существенным недостатком используемой методики опре-
деления экономических показателей ВДУ фирмы SMA является от-
каз от учета расходов на сопутствующие капитальные вложения и
расходы, связанные с доставкой изделий на место монтажа и вво-
дом их в действие.
Фирма подтверждает, что в расчетах не учтены расходы на
строительство помещений для размещения ДЭС, АБ и системы мик-
ропроцессорного управления. Не учтена и стоимость резервуаров
для топлива. Не учтены также расходы по монтажу ВЭУ, ДЭС и АБ.
Приведена ориентировочная стоимость отладки системы управле-
ния, проверки технического состояния ВЭУ, стоимость синхронного
компенсатора реактивной энергии, но затраты на это оборудование
и работы не введены в расчет себестоимости электрической энер-
гии. Из-за указанных упрощений расчеты себестоимости вырабаты-
ваемой электроэнергии являются приближенными. Фактическая
себестоимость электроэнергии может оказаться более высокой.
9.2. Технико-экономическое обоснование использования
ветроустановок мощностью 250 кВт
Критерием целесообразности применения ветроэлектриче-
ской установки АВЭ-250, разработанной в НПО «Ветроэн» (г.Истра
Московской обл.), является годовой экономический эффект, который
зависит от ветровых условий места применения и стоимости
топлива.
За базу сравнения при расчете экономического эффекта, по-
лучаемого от АВЭ-250, предназначенного для выработки электро-
энергии, принят дизель-электрический агрегат АСДА-200. Выбор это-
218
го агрегата в качестве базы сравнения произведен с учетом соизме-
римости мощности и того, что этот агрегат получил распространение
на дизель-электрических станциях, удаленных от централизованных
линий электропередач. На практике вопрос о применении ВЭС в ка-
честве энергоисточника возникает при необходимости увеличения
производства электроэнергии. Что выгоднее - ввести в действие
еще один дизель-электрический агрегат или использовать АВЭ-250,
который позволит увеличить производство электроэнергии, не под-
нимая вопрос о дополнительном завозе дизельного топлива?
Поскольку основными регионами использования АВЭ-250
предполагаются Камчатка, Дальний Восток, побережье Каспийского
моря, где среднегодовые скорости ветра на уровне 10 м от земли
составляют 6,5-7,5 м/с и выше, то первые расчеты экономической
эффективности АВЭ-250 были выполнены в начале 1990-х годов
экономистом НПО «Ветроэн» А.В. Розинкевич для Уг=7 м/с. В те
времена стоимость дизельного топлива была низкой и в расчете она
принималась равной 150 руб./т (с учетом стоимости доставки на
Крайний Север). В расчете принималось, что при Уг=7 м/с (на уровне
втулки ветроколеса) годовая выработка АВЭ-250 составляет
468580 кВт-ч. При этом срок окупаемости дополнительных капиталь-
ных вложений составлял 6,5 лет.
Поскольку цены на ветроагрегаты, топливо резко выросли и
существенные изменения произошли в оплате труда за обслужива-
ние ветроустановок, расчет необходимо повторить с учетом новых
условий.
В настоящее время десятки фирм в разных странах произво-
дят ветроагрегаты мощностью 200-250 кВт по оптовой цене на
уровне 1 тыс. долл. США за 1 кВт установленной мощности. Следо-
вательно, в современных условиях оптовая цена ВЭУ мощностью
250 кВт составляет 250 тыс. долл., а в рублевом эквиваленте -
6925 тыс. руб. (по состоянию на апрель 2005 г.). С учетом дополни-
тельных расходов на доставку и монтаж ВЭУ в условиях вечной
мерзлоты ее балансовая стоимость составит 10249 тыс. руб.
Согласно ТУ на АВЭ-250 трудоемкость обслуживания агрега-
та в период эксплуатации составляет 32 чел.-ч в год.
Оптовая цена АСДА-200 по данным 2004 г. составляет 600
тыс. руб. С учетом дополнительных расходов на доставку и монтаж в
процентах от оптовой цены (48%) балансовая стоимость АВЭ-250
составит 888 тыс. руб. Затраты времени на обслуживание дизель-
агрегата определены согласно ГОСТ 10032-80 для ДЭС 1-й степени
автоматизации (1875 ч/год).
219
Результаты расчета заработной платы за обслуживание
АВЭ-250 и АСДА-200 в течение года приведены в табл. 9.4.
Таблица 9.4
Размеры заработной платы за обслуживание ВЭС и ДЭС
Оборудование Годовая выработ- ка энер- гии, кВтч Трудоемкость обслуживания, чел.-ч/год Зарплата с отчис- лениями на соци- альное страхова- ние (26%), руб. Зарплата с учетом рай- онного коэф- фициента, руб.
АВЭ-250 468580 32 2016 4032
АСДА-200 468580 1875 118125 236250
Нормальная эксплуатация АСДА-200 может быть обеспечена
в случае его размещения в отапливаемом помещении (здании) пло-
щадью 20 м2 и при наличии резервуара для дизельного топлива ем-
костью примерно 100 м3.
Результаты расчета амортизационных отчислений на рено-
вацию оборудования, капитальный и текущий ремонты по основным
и сопутствующим капитальным вложениям приведены в табл. 9.5. В
расчетах использованы нормативы отчислений, приведенные в [86].
Таблица 9.5
Сравнительные данные затрат на реновацию и ремонт оборудования
ВЭС и ДЭС
Обору- дование Опто- вая цена, тыс. руб. Балансо- вая стой- мость, ты с. руб. Реновация На капитальный ремонт На текущий ремонт
нор- ма, % сумма, тыс. руб. нор- ма, % сумма, тыс. руб. нор- ма, % сум- ма, тыс. руб.
АВЭ-250 6925 10249 3,3 338,22 3,0 307,47 1,0 102,49
АСДА- 200 600 888 6,2 55,06 4,0 35,52 4,0 35,52
Здание ДЭС (20 мг) 166,2 249,98 1,2 3,0 1,4 3,5 - -
Резервуар для ди- зельного топлива (100 м3) 150 222 2,8 6,22 1,8 4,0 - -
220
Удельный расход дизельного топлива для АСДА-200 состав-
ляет 273 г/кВт ч, масла - 3,75 г/кВт-ч. Стоимость дизельного топлива
в апреле 2005 г. составляла в Москве 15 руб./кг. В отдаленных рай-
онах она составляет 25 руб./кг. Цена масла - в 2 раза выше
(50 руб./кг).
Результаты расчета затрат на дизельное топливо и масло
приведены в табл. 9.6.
Таблица 9.6
Годовой расход и стоимость топлива и масла
Обору- дование Годовая выра- ботка энергии, кВт-ч Годовой расход дизельно- го топли- ва, тонн Стои- мость топлива, тыс. руб. Годо- вой расход масла, тонн Стои- мость масла, тыс. руб. Итого стои- мость ГСМ, тыс. руб. /год
АСДА- 200 468580 128 1920 3200 1,75 52,5 87,5 1972,5 3287,5
Примечание. В числителе - стоимость топлива и масла в цен-
тральных районах России, в знаменателе - стоимость того же в отдаленных
районах.
Результаты расчета годовых эксплуатационных расходов по
сравниваемым вариантам приведены в табл. 9.7.
Таблица 9.7
Сравнение годовых эксплуатационных расходов ВЭС и ДЭС
Обо- ру- дова- ние ит тыс. руб- иа, ТЫС. руб. ик, тыс. руб. и,, тыс. руб. иг, ТЫС. руб. Ипр, тыс. руб. Из, тыс. руб. (без ренова- ции) Пол- ный рас- ход, тыс. руб.
АВЭ- 250 4,03 - 307,47 102,49 - 100 521,2 894,4
АСДА- 200 236,25 9,2 43,0 35,52 1972,5 3287,5 200 2496,5 3811,5 2560,7 3875,7
Годовой экономический эффект от использования АВЭ-250
определяется по формуле (9.3).
221
При среднегодовой скорости ветра 1/г=7 м/с экономический
эффект для одной установки АВЭ-250 (/>2=1) составляет:
Эг = 600.1.-°.’062 +0Д5 + .1975,3-0,15(2564,0) _=
0,033 +0,15 0,033 +0,15
0 2Р 1975 3-381 6
= 600 • 1 • ’ - 6925 = 696 + 8690,7 -
0,183 0,183
-6925 = 2461,7 тыс .руб.
Срок окупаемости Ткапиталовложений образца новой техни-
ки Кдоп определяется по формуле (9.4). Капиталовложения по срав-
ниваемым вариантам с учетом затрат на доставку на место приме-
нения и монтаж приведены в табл. 9.5, эксплуатационные расходы -
в табл. 9.4.
В рассматриваемом случае Уг=7 м/с срок окупаемости Т при
цене дизельного топлива 15 руб./кг равен:
т К2-К{ 10249-1360
Их-И2 2560,7-894,4
Срок окупаемости Т при цене дизельного топлива 25 руб./кг
составит:
10249-1360
3875,7-894,4
= 2,98 лет
Выполненные расчеты показывают, что при среднегодовой
скорости ветра Vr=7 м/с использование АВЭ-250 весьма эффектив-
но. Для выяснения вопроса эффективности АВЭ-250 при ее исполь-
зовании в местах с меньшей среднегодовой скоростью произведем
расчет годовой выработки АВЭ-250 при Vr=6 м/с (у =1,75 по Вейбул-
лу). Результаты расчета, основанные на экспериментальной мощно-
стной характеристике АВЭ-250, приведены в табл. 9.8.
Таблица 9.8
Выработка энергии АВЭ-250 при Уг=6 м/с
V, м/с 5 6 7 8 9 10
Р, кВт 0 16 28 47 76 95
/, о.е. 0,105 0,092 0,077 0,061 0,047
Т,ч 920 806 675 534 412
Э, кВт ч 0 14720 22568 31725 40584 39140
222
Продолжение табл. 9.8
V, м/с 11 12 13 14 15 >16
Р, кВт 117 158 188 200 220 250
/, о.е. 0,036 0,026 0,018 0,012 0,008 0,012
Т,ч 315 228 158 105 70 105
Э, кВт ч 36855 36024 29704 21000 15400 26250
Суммарная годовая выработка энергии АВЭ-250 согласно
произведенным расчетам для Иг=6 м/с составляет 314 тыс. кВт ч.
По сравнению с Иг=7 м/с выработка снизилась на 33%.
Исходя из полученных данных снижения выработки энергии,
применение АВЭУ-250 при Vr=6 м/с экономически оправданно толь-
ко тогда, когда доставка топлива на объекты нерегулярна и обходит-
ся дорого.
Необходимость разработки новой методики технико-
экономических обоснований применения ВЭУ
До настоящего времени в России эффективность новой тех-
ники оценивается по величине приведенных затрат [86, 87]. Эта ме-
тодика соответствует плановому управлению научно-техническим
прогрессом. В период развития рыночной экономики двигателем
прогресса становится прибыль на вкладываемые средства. Однако
до сих пор единства мнений о необходимости разработки новой
методики нет.
По вопросу целесообразности использования ВЭУ в качестве
источника электроснабжения разногласий нет. Несмотря на высокую
первоначальную стоимость оборудования и его монтажа примене-
ние ВЭУ представляется привлекательной перспективой. Приведен-
ные расчеты показали, что использование ВЭУ выгодно даже в тех
случаях, когда ДЭС работают круглосуточно, но обслуживаются не
более 5 часов в сутки (1875 ч/год). Именно такое условие использу-
ется в существующих методиках определения эффективности при-
менения ВЭУ вместо ДЭС.
Однако возможность непрерывной работы одной ДЭС можно
оспаривать, так как заводы-изготовители устанавливают предел не-
прерывной работы ДЭС на уровне 4-5 часов. Лишь АСДА-200, ис-
пользуемый в приведенном расчете, допускает непрерывную работу
в течение 240 часов (10 суток).
Таким образом, предположение о непрерывном режиме ра-
боты в расчетах можно оспаривать. В практике использования зару-
223
бежных ДЭС всегда в комплект оборудования вводят не менее двух
ДЭС, а чаще - 3-5 шт., различной мощности, что позволяет обеспе-
чить непрерывность функционирования ДЭС даже при самых жест-
ких ограничениях, устанавливаемых заводами-изготовителями.
Как следует из примеров расчета и анализа методов опреде-
ления технико-экономических показателей ВЭУ, принимаемые до-
пущения являются недостаточно корректными. Именно поэтому це-
лесообразно обновление существующих методик с устранением
ошибочных подходов в отношении режимов работы и обслуживания
оборудования ВЭУ и ДЭС. Методы расчета могут быть разными, но
нельзя допускать, чтобы они противоречили в каких-то моментах
здравому смыслу. Именно о таком подходе к технико-экономическим
расчетам настаивает д.т.н. А.П. Коршунов (ВИЭСХ), имеющий боль-
шой опыт проведения технико-экономических обоснований исполь-
зования новой сельскохозяйственной техники.
Главная задача применения ВЭУ в сельской местности -
экономия топлива. Выгодно это или невыгодно - можно определить
в первом приближении достаточно просто, ответив на вопрос:
«За сколько лет может окупиться балансовая стоимость ветроагре-
гата (например, АВЭ-250) за счет стоимости сэкономленного
топлива?».
При балансовой стоимости АВЭ-250 10 млн. 249 тыс. руб.
в зависимости от цены топлива (15-25 руб./кг) в районе со средней
скоростью ветра 7 м/с годовая экономия ГСМ изменяется в пределах
от 1972,5 тыс. руб. до 3287,5 тыс. руб.
При этом срок полной окупаемости Ток капиталовложений
в ВЭУ определяется так:
Балансовая стоимость 10249
Т =----------------------=--------------= 3,12 - 5,19 лет.
Расход ГСМ 3287,5 -1972,5
Полученные данные показывают, что за свой срок службы
(30 лет) АВЭ-250 может за счет экономии ГСМ окупить свою стои-
мость многократно.
9.3. Экономические показатели ВЭУ различных размеров
Современная ветроэнергетика развивается в двух основных
направлениях. Первое связано с разработкой и применением ВЭУ
малой мощности (от 1 до 100 кВт), используемых преимущественно
для работы в автономном режиме электроснабжения. С помощью
таких установок можно обеспечить электроснабжение как отдельных
224
сельских домов, так и целых поселков, поднимать воду из открытых
водоемов, шахтных колодцев и буровых скважин, опреснять воду,
производить тепло, заряжать аккумуляторы. В случаях, когда ветро-
вые условия не позволяют полностью обеспечить потребности по-
требителей за счет энергии ветра, в дополнение к ВЭУ применяются
резервные источники электроснабжения: фотоэлектрические бата-
реи, бензо- или дизель-электрические агрегаты и аккумуляторные
батареи. Диаметр ветроколес ВЭА малой мощности обычно колеб-
лется в пределах от 3 до 25 м.
Второе направление развития ветроэнергетики связано с
созданием ВЭС большой мощности (до 5 МВт в одном агрегате) и их
использованием для крупномасштабной выработки энергии, отда-
ваемой в существующие энергосистемы. Диаметр ветроколес сете-
вых ВЭС мощностью 1 МВт находится в пределах 60-70 м, а самая
крупная в мире ВЭС мощностью 5 МВт, разработанная в Германии,
имеет диаметр ветроколеса 145 м [88].
Массовому использованию энергии ветра в настоящее время
препятствует высокий уровень капиталовложений, который требует-
ся для реализации строительства ветроагрегатов и ветроустановок
различного назначения. Добиться снижения капиталовложений мож-
но за счет применения ветроколес высокой быстроходности и мак-
симального упрощения конструкции. Стоимость ветроагрегатов
в значительной мере определяется их материалоемкостью.
В табл. 9.11 приведены данные по массе и удельной материалоем-
кости ряда образцов ветроагрегатов малой мощности, имеющих
различный диаметр ветроколес [88].
Таблица 9.11
Сопоставление материалоемкости ВЭА различных размеров
Тип ВЭА (страна) Диаметр ВК, м Масса, кг Материалоемкость, кг/м2
без баш- ни башни общая с башней без баш- ни
WPS (Ни- дерлан- ды) 5 370 500 870 44,4 18,9
Энертек (США) 5 342 374 716 36,5 17,44
1100FP-7 (Франция) 5 350 - - - 17,8
АВЭУ-6 (Россия) 6 380 648 1028 36,3 13,4
225
Продолжение табл. 9.11
Тип ВЭА (страна) Диаметр ВК, м Масса, кг Материалоемкость, кг/м2
без баш- ни башни общая с башней без баш- ни
И М-70 (Франция) 7 620 750 1370 35,6 16,1
Винд верке (США) 10 735 1045 1780 25,5 10,76
АВЭУ-12 (Россия) 12,6 1330 1890 3220 25,8 10,67
АВЭУ-18 (Россия) 18 2800 2500 5300 20,9 11,02
Каман (США) 19,5 2763 3180 5943 19,9 9,3
Данные по удельной материалоемкости ветроагрегатов с
учетом массы башни приведены на рис. 9.1, из которого следует, что
максимальная материалоемкость соответствует меньшим диамет-
рам ветроколес. При диаметре ветроколес Д=5 м удельная
материалоемкость для ветроагрегата в целом составляет 40 кг/м2
Рис. 9.1. Удельная материалоемкость ВЭУ малой мощности:
1 - с башней; 2 - без башни
226
С, цент/кВтч
D,m
Рис. 9.2. Себестоимости электроэнергии для ВЭУ различного размера:
1 - при Уг=5,4 м/с; 2 - Уг=6,3 м/с
(на 1 м2 ометаемой площади ветроколеса) и 17,5 кг/м2 для головки
ветроагрегата с ветроколесом. Для ВЭУ с>7=10 м материалоемкость
снижается до 28 кг/м2, а для >7=18-20 м она практически стабилизи-
руется на уровне 20-21 кг/м2.
В США был проведен анализ себестоимости электроэнергии,
вырабатываемой ВЭУ различного размера, выпускаемых рядом
фирм [89]. Результаты расчета себестоимости электроэнергии для
среднегодовых значений скорости ветра Vr=5,4 и Vr=6,3 м/с приве-
дены на рис. 9.2, из которого следует, что для Vr=5,4 м/с резкое сни-
жение себестоимости энергии (с 24 до 6,5 цент./кВт ч) достигается
при увеличении диаметра ветроколеса от 4 до 15 м. Дальнейшее
увеличение размеров ветроколеса (с >7=15 до >7=20 м) практически
не приводит к снижению себестоимости вырабатываемой энергии.
Нетрудно усмотреть общность полученных при анализе
удельной материалоемкости и себестоимости вырабатываемой
энергии: ветроагрегаты с диаметром ветроколеса >7=4-?7 м имеют
показатели, существенно уступающие агрегатам с диаметрами вет-
роколес >7=10-?20 м. В связи с этим при массовом использовании
227
ВЭУ в районах, не имеющих централизованного электроснабжения,
следует ориентироваться в основном на производство и применение
ВЭУ мощностью от 10 до 100 кВт с диаметрами ветроколес
от 8 до 18-?25 м.
Зарубежный опыт испытаний новых ВЭУ малой мощности
Выполненный в США экономический анализ ВЭУ различных
размеров показал возможность создания новых ВЭУ с более высо-
кими экономическими показателями. Создание новых ВЭУ проводи
лось в США в рамках национальной ветроэнергетической програм-
мы. Контракты на разработку новых ВЭУ были заключены с 12-ю
фирмами, представившими на конкурс наиболее интересные пред-
ложения. В конкурсе принимали участие более 200 фирм. Целью
новых разработок в США являлось создание конструкций стоимо-
стью 1500 долл./кВт для ВЭУ мощностью 1-2 кВт, 750 долл./кВт для
ВЭУ 8 кВт и 500 долл./кВт для ВЭУ 40 кВт. Уже на ранних этапах
разработок выяснилось, что поставленная экономическая задача в
полной мере не решается. В частности, все образцы ВЭУ мощно-
стью 8 кВт имели расчетную единичную стоимость при объеме про-
изводства 1000 шт./год порядка 1200 долл./кВт [90].
Испытания ВЭУ проводились в испытательном центре
«Rocky flats plant» (штат Колорадо близ г. Голден) в течение 3-х лет
и дали неожиданные результаты. Все ВЭУ имели столь серьезные
недостатки, что большая часть машин была возвращена на доработ-
ку, после которой ВЭУ повторно поступили в испытательный центр.
В процессе испытаний некоторые ветроагрегаты вследствие несо-
вершенства конструкции были практически разрушены. Конкретные
результаты по каждой ВЭУ в литературе не приводятся.
Какие выводы были сделаны в США из попытки краткосрочно
решить задачу создания перспективных конструкций ветроагрегатов
малой мощности? Главный вывод - первоначальное мнение о том,
что в создании ветроагрегатов малой мощности нет нерешенных
проблем, - глубоко ошибочен. К наиболее существенным недостат-
кам представленных образцов относятся: низкая надежность систем
управления пуском ветродвигателя, повышенная вибрация отдель-
ных узлов, усталостные явления, выход из строя крепежа, повышен-
ный уровень шума [91]. Следствием неудач было прекращение фи-
нансирования новых разработок малой мощности. Испытательный
центр «Rocky flats plant» получил задание исследовать динамику по-
ворота головки, вибрации ветроколеса и башни, разработать методы
расчета и прогнозирования надежности.
228
В Германии (ФРГ) также были предприняты попытки созда-
ния новых ветроагрегатов малой мощности на конкурсной основе в
рамках реализации национальной ветроэнергетической программы.
Важным этапом явились испытания восьми крыльчатых ветроагрега-
тов мощностью по 10 кВт и одной ВЭУ с ротором Дарье. Ход испы-
таний ветроагрегатов в ФРГ напоминал испытания в США. Испыта-
ния проводились на о.Пельворм, где среднегодовая скорость ветра
превышает 7 м/с.
Почти все машины вышли из строя за короткий промежуток
времени. Из девяти ВЭУ были завершены испытания лишь у четы-
рех установок: «Windmatic», «Brummer», «Аеготап» и ветроагрегата
с ротором Дарье, развивающего мощность 5,5 кВт только при скоро-
сти ветра И=18 м/с, а при расчетной скорости ветра Vp=9 м/с этот
агрегат развивал мощность всего 0,5 кВт.
Анализ результатов испытаний новых конструкций ВЭУ ма-
лой мощности в США и ФРГ показал, что проектирование надежных
ветроагрегатов - сложная научно-техническая задача, решение ко-
торой не обходится без неудач. Испытания показали необходимость
исследования причин вибраций ветроагрегатов и методов их устра-
нения, повышения прочности ветроколес и многие другие вопросы.
Российский опыт показывает, что для создания ветроагрега-
тов и ветроустановок необходимо иметь специализированную орга-
низацию, в которой имеется конструкторское бюро с талантливыми
конструкторами, имеющими большой опыт работы с ВЭУ, научно-
исследовательский отдел со специалистами по прочности и аэроди-
намике ветроагрегатов и отдел испытаний с несколькими ветрополи-
гонами для экспериментальной отработки новых конструкций ветро-
установок. НПО «Ветроэн» в 1970-1980 годах имел необходимые
условия для разработки и экспериментальной доводки конструкции
ВЭУ на собственной экспериментальной базе. Это исключало веро-
ятность таких ситуаций с новыми разработками, с которыми столк-
нулись США и ФРГ. Там новые ветроустановки, за редким исключе-
нием, разрабатывали фирмы, не имеющие опыта конструирования и
испытаний ветроагрегатов, что привело в конечном итоге к срыву
программ создания новых перспективных конструкций и к временно-
му прекращению финансирования разработок ВЭУ малой мощности.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Термины и определения ветроэнергетики
1. Ветроэнергетика
Отрасль энергетики, связанная с разработкой методов
и средств преобразования энергии ветра в механическую,
тепловую и электрическую энергию
2. Ветроэнергетическая установка
Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооруже-
ний, предназначенный для преобразования энергии ветра в
другие виды энергии (механическую, тепловую, электри-
ческую)
3. Ветроагрегат
Система, состоящая из ветродвигателя, трансмиссии и
приводимой машины (генератора, насоса и т.п.)
4. Ветроэлектрическая установка (ВЭУ)
Ветроэнергетическая установка, предназначенная для
преобразования ветровой энергии в электрическую
5. Автономная ветроэлектрическая установка
Комплекс оборудования, состоящий из ВЭУ, системы
управления и устройств нагрузки различного назначения
(для электронагрева, подъема и опреснения воды, заряда
аккумуляторных батарей и др.), сохраняющий работоспо-
собность в рабочем диапазоне скоростей ветра без связи с
электрической сетью
6. Ветродизельная установка ВДУ
Система, состоящая из ВЭУ, резервной ДЭС, аккуму-
ляторной батареи, инвертора и блока управления и обеспе-
чивающая электроснабжение потребителей в районах, не
имеющих централизованного электроснабжения
7. Ветродвигатель
Устройство для преобразования энергии ветра
в механическую энергию вращения ветроколеса
Wind power
energetics
Wind power plant
Wind unit
Wind electrical
plant
Autonomous wind
electrical plant
Wind-Diesel-
Battery System
Wind turbine
230
8. Ветроколесо (ВК)
Ветроприемнос устройство, воспринимающее ветро-
вой поток и преобразующее энергию ветра в механическую
энергию вращения ветроколеса
9. Горизонтально-осевой ветродвигатель
Ветродвигатель, у которого ось вращения ветроколеса
расположена параллельно или почти параллельно вектору
скорости ветра
Wind rotor
Horizontal axial
wind turbine
10. Вертикально-осевой ветродвигатель Ветродвигатель, у которого ось вращения расположена перпендикулярно вектору скорости ветра Vertical axial wind turbine
11. Диаметр ВК Диаметр окружности, описываемый наиболее удален- ными от оси вращения ветроколеса частями лопастей Rotor diameter
12. Ометаемая площадь ВК Геометрическая проекция площади вращающегося ветроколеса на плоскость, перпендикулярную скорости ветра Swept area
13. Лопасть ВК Составная часть ветроколеса, создающая вращающий момент Blade
14. Угол установки (заклинения) лопасти
Угол между хордой профиля лопасти и плоскостью
или поверхностью вращения ветроколеса
15. Ступица (втулка) ВК
Составная часть ветроколеса, предназначенная для
крепления лопастей и для передачи момента вращения
главному валу ветродвигателя
16. Аэродинамический тормоз ветродвигателя
Тормоз, действие которого основано на использовании
аэродинамических сил, воздействующих на поворотные
лопасти или их поворотные части
17. Головка ветродвигателя
Составная часть горизонтально-осевого ветродвигате-
ля, в которой размещается главный вал ветроколеса,
трансмиссия, генератор. Головка устанавливается на опор-
ной мачте вместе с системой ориентации ветроколеса по
направлению ветра
Blade angle
Hub
Air brake
Nacelle
231
18. Система ориентации ветродвигателя
Комплекс устройств горизонтально-осевого ветродви-
гателя, обеспечивающий уставов оси вращения ветроколе-
са в соответствии с направлением ветра
19. Система регулирования ветродвигателя
Комплекс устройств, обеспечивающий ограничение
частоты вращения ветроколеса и развиваемой мощности на
заданном уровне при изменении скорости ветра в рабочем
диапазоне
20. Мачта (башня) ветродвигателя
Опорная конструкция, обеспечивающая размещение
головки с ВК на заданной высоте относительно уровня
земли. Устанавливается на фундаменте с возможностью
многократного подъема-опускания
21. Энергетическая характеристика ветроагрегата
Размерная зависимость выходной мощности ветро-
электрического агрегата от скорости ветра незаторможен-
ного потока
22. Рабочие характеристики ветроагрегата
Размерные характеристики зависимости момента вра-
щения и мощности от частоты вращения для ряда постоян-
ных скоростей ветра
23. Номинальная мощность ветроагрегата
Максимальное значение выходной мощности, на кото-
рую рассчитан ветроагрегат в длительном режиме работы
24. Общий коэффициент полезного действия
Отношение производимой ветроагрегатом полезной
энергии к полной энергии ветра, проходящей через оме-
таемую площадь ветроколеса
25. Скорость страгивания с места
Минимальная скорость ветра, при которой ветроколесо
начинает вращение без нагрузки
26. Минимальная рабочая скорость ветра
Минимальная скорость ветра, при которой обеспечи-
вается вращение ветроагрегата с номинальной частотой
вращения на холостом ходу
27. Расчетная скорость ветра
Минимальная скорость ветра, при которой ветроагре-
гат начинает развивать номинальную мощность
Yaw system
Power regulation
Tower
Wind power curve
Performance curve
Rated power
Efficiency total
Start up speed
Cut in speed
Rated wind speed
232
28. Аэродинамические характеристики ВК
Безразмерные зависимости момента вращения. коэф-
фициента использования энергии ветра и сизы лобового
давления на ветроколесо от быстроходности ветроколеса
29. Коэффициент использования энергии ветра
Отношение величины механической эпер1ИИ, разви-
ваемой вегроколесом, к полной энергии ветра, проходящей
через омстаемую площадь ветроколеса
30. Полная энергия ветрового потока
Энергия ветрового потока, проходящего через омстас-
мую площадь ветроколеса, отнесенная к незаторможенно-
му потоку перед вегроколесом
Air dynamic char-
acteristics
Output coefficient
Wind energy total
31. Быстроходность ВК
Отношение окружной скорости конца лопасти к High speed
скорости ветра running factor
32. Номинальное число модулей быстроходности
ВК
Число модулей, соответствующее максимальному зна-
чению коэффициента использования энергии ветра
33. Синхронное число модулей быстроходности
ВК
Число модулей, при котором относительный момент и
коэффициент использования энергии ветра равны нулю
34. Аэродинамическая нагрузка на ВК
Составляющая аэродинамических сил. действующих
на ветроколесо в направлении ветра
35. Средняя скорость ветра
Значение горизонтальной составляющей скорости вет-
ра за выбранный промежуток времени, определяемый от-
ношением суммы измеренных значений мгновенной ско-
рости ветра к числу измерений.
Примечание. Скорость ветра может определяться за
секунды, минуты, час, сутки, месяц, год и др.
36. Среднегодовая скорость ветра
Средняя скорость ветра за год в конкретной местности,
определяемая для заданной высоты над уровнем земной
поверхности
Nominal high
speed running
factor
Synchronous high
speed running
factor
.Aerodynamical
load
Average wind
speed
Average wind
speed
233
37. Вертикальный профиль ветра
Зависимость скорости ветра по высоте в приземном
слое, определяемая для конкретной местности на основе
измерений скорости ветра на различной высоте относи-
тельно земной поверхности
38. Повторяемость скоростей ветра
Продолжительность действия различных градаций
скоростей ветра в часах или в относительных долях перио-
да наблюдений в конкретной местности на определенной
высоте относительно уровня земли
39. Распределение скоростей ветра
Функция статической закономерности частот вариаций
скоростей ветра за определенный период времени, аппрок-
симирующая статические данные наблюдений
40. Распределение скоростей ветра по Вейбуллу
Наиболее часто используемая в ветроэнергетике ана-
литическая двухпараметрическая зависимость, выражаю-
щая вероятную продолжительность действия скоростей
ветра различных значений, параметры которой варьируют
в зависимости от характера местности
41. Роза скоростей ветра
Векторная диаграмма, характеризующая режим ветра в
данном пункте, с длинами лучей, расходящихся от центра в
разных направлениях относительно стран света, пропор-
циональными времени действия ветра в этих направлениях
42. Роза энергии ветра
Векторная диаграмма, характеризующая распределе-
ние удельной мощности ветра по направлениям за опреде-
ленный период времени, с длинами лучей, расходящихся
от центра в разных направлениях относительно стран све-
та, пропорциональными удельной мощности ветра для
этих направлений
Wind speed
profile
Probility function
of the wind speed
Wind distribution
Weibull density
function
Wind rose
Wind energy rose
234
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Примеры регистрации скорости ветра на ветрополигоне ВИЭСХ
при использовании метеостанции системы Ааидераа
Максимальные значения скорости ветра в 2000 году
235
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (продолжение)
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (продолжение)
Максимальные значения скорости ветра в 1999 году
1 квартал
22 ----------------------------------------------------------
<-игь.о<*2«>епг4т<0«гг><001см«ле0«~'<г>сч*>4&*~чег^ог>1РФ
Ж фв>'3’''г'.
*<ЛО>0>ффО25*>гафгЛ0»0»СЛ5»фо>фд»О»152О»ф«Л0?02€Лфф
<л сл ел е» о> о» ci о сл oi о С> cn v» о» о as о <л cr> сн
Скорость игра, м/с Скорость ветра. м/с Скорость мтра, м/с
2 Квартал
v“’*r-o<n<o«»c<v><ij^*«r^o<^too>f4*ir>a>«rr<»«0a»rMi0«&»- *'r-c>
Ф с? о? •**' ЧХ*'*Члфф‘г’-?,/>‘0*>,««1’«ф<»*»*Ч®Ч®*|С>в’«’
<Ьег»д2СЪ£><»020>02еьа10>&«!Л<£ф£><£<П02<2ФФ0*0>0>Офф<£№
<Л СП О» 02 С> 02 О» 020>020>0>О>С>>0» 02 04 02 Св Л 02 О
18
16
14
12
10
8
6
4
2
3 квартал
8ss88888ss888S88ss88888
4 квартал
j
£ . Л / A
л li t z\ л Nh / M zs L *1Г_аЛ W
...ЛУг/1 ZV \ 1 1 \ . 1 _ __
1 ,\ &L
20
16
16
14
12
10
8
6
4
2
<г Ь ЧГН-р£1йл>*-т^о<«1(0О'1г<К2ю ,,гчог><П®Г<<ЛЮ.-
2»-:*:Р^ооо02и»«-»-*-»-*-т2т~»2*-$Зч«г«-;Г<*мечеч*чг<«>1см
. * — PtlH k 2^21
68011
-- J ZTZk
1 ZZOLL
Zt<Zl
— — - SZOLL Z^ZI-
— — g"=-- — — — EZOll г«1
— LZOll
— — z^zt
— —— ——- — 6ЮИ ZV-Zl
ZIOIL
ZTYP - Sion
T.— — . .
— Zt^Zl
E1011
ZV:Zl
non
ZTZl
i ! 600n
— - ZS:Zl
— zoon ZS:Zl
soon
ZS:ZI
Е00П
ZS:Zl
L - — 100 n
СПС0Ь-<010'<ГС0СМч-О ZSZl
э/и 'edias qioodoxQ
Дата, время
Примечание. Среднемесячная скорость ветра V = 3,08 м/с
236
237
Скорость ветра, м/с
Среднечасовые скорости ветра в октябре 2001 г.
на высоте’ Н = 33 м
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (окончание)
ПРИЛОЖЕНИЕ
3
Примеры регистрации атмосферного давления и температуры
Среднесуточные значения давления за июль 1998 года
" чср
--------max
.......min
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 (окончание)
ПОВТОРЯЕМОСТИ СКОРОСТЕЙ ВЕТРА ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ ПО ВЕЙБУЛЛУ И Y=1
скорость СРЕДНЕПЕРИОДНЫЕ СКОРОСТИ ВЕТРА
ветра 3.0 3.25 3.5 3.75 4 4.25 4.5 4.75 5.0 5.25 5.5 5.75 6 6.25 6.5
1 0.239 0.226 0.215 0.204 0.195 0.186 0.178 0.171 0.164 0.157 0.152 0.146 0 141 0.136 0.132 ч
2 0.171 0.166 0.161 0.156 0.152 0.147 0.142 0.138 0.134 0.130 0.126 0.123 0.119 0.116 0.113 “о CD 0)
3 0.123 0.122 0.121 0.120 0.118 0.116 0.114 0.112 0.110 0.108 0.105 0.103 0.101 0.099 0.097 О
4 0.088 0.090 0.091 0.092 0.092 0.092 0.091 0.091 0.090 0.089 0088 0.087 0.086 0.084 0.083 Т5
5 0.063 0.066 0.068 0.070 0.072 0.073 0.073 0.073 0.074 0.073 0.073 0.073 0.072 0.072 0.071 cd х: ст
6 0.045 0.049 0.051 0.054 0.056 0.057 0.059 0.060 0.060 0.061 0.061 0.061 0.061 0.061 0.061 -П о
7 0.032 0.036 0.039 0.041 0.043 0.045 0.047 0.048 0.049 0.050 0.051 0.051 0.052 0.052 0 052 5з о
8 0.023 0.026 0.029 0.032 0.034 0.036 0.038 0.039 0.040 0 042 0.042 0 043 0,044 0 044 0045 Ф I 03
9 0.017 0.019 0.022 0.024 0.026 0.028 0.030 0.032 0.033 0.034 0.035 0.036 0.037 0 038 0 039 S о
10 0.012 0.014 0.016 0.019 0.021 0.022 0.024 0.026 0.027 0.028 0.030 0.031 0.031 0.032 0 033 'О
11 0.009 0.010 0.012 0.014 0.016 0.018 0.019 0.021 0.022 0.023 0.025 0 026 0.027 0.028 0.028 о СТ)
12 0.006 0.008 0.009 0.011 0.012 0.014 0.015 0.017 0.018 0.019 0.021 0 022 0.023 0.023 0.024 СП 2
Ч 13 0.004 0.006 0.007 0.008 0.010 0.011 0.012 0.014 0.015 0.016 0.017 0 018 0.019 0.020 0.021 <Ь О 0
н- 14 0.003 0.004 0 005 0.006 0.008 0.009 0.010 0.011 0.012 0.013 0.014 0 015 0.016 0.017 0.018 Sc ч
15 0.002 0.003 0.004 0.005 0.006 0.007 0.008 0.009 0.010 0011 0.012 0 013 0.014 0.015 0.015
16 0.002 0.002 0.003 0.004 0.005 0.005 0.006 С 007 0.008 0.009 0.010 0 011 0.012 0.012 0.013 Сз
17 0.001 0.002 0.002 0.003 0.004 0.004 0.005 0.006 0.007 0.007 0.008 0 009 0.010 0.011 0.011 о "О
18 0.001 0 001 0.002 0.002 0.003 0.003 0.004 0.005 0.005 0.006 0.007 0 008 0.008 0.009 0.010 о
19 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.003 0.003 0 004 0.004 0.005 0.006 0.006 0.007 0.008 0.008 II U
20 0.000 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.003 0.003 0.004 0.004 0.005 0.005 0.006 0.007 0 007 —1 ф
21 0.000 0.000 0.001 0.001 0001 0.002 0.002 0.003 0.003 0.003 0.004 0.005 0.005 0.006 0.006 о
22 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.002 0 003 0.003 0.004 0.004 0.005 0 005 •1’ го ф
23 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.002 0.003 0.003 0.004 0.004 0.004 о ч
24 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.002 0.003 0.003 0.003 0 004 CD
25 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.002 0.003 0.003 0.003
26 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0 002 0.002 0.002 0.003 о
27 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002 0.002 0.002
28 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0,001 0.002 0.002 0.002 ГГ]
29 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002
30 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0 001 0.001 0.001 0.001 0.001 0.002
Ь
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
242
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
ПОВТОРЯЕМОСТИ СКОРОСТЕЙ ВЕТРА ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ ПО ВЕЙБУЛЛУ И У=1.25
243
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
со
8
o>
8
СО
in
8
ID
8
8
8
8
I
8
8
in
CD
СО
со
88
СО
•р
00
co
CD
CO CM
gg
§g
8
o>
g
o>
8
2
о
i
3
Ю
CM
in
8
o in
gg
CO co
gg
8
in
8
gg
<0
g
CD
CM
co
in
8
O)
g
2
I
SOtDNCO^T-CDlfiOJOb.lDTrCJvQmNQinifiTt
in^^rtOCOMCJCJrj'r-r-'r-r-r-QQOOOQC
OOOdooOOOOOOOOOOOOOOOOO
ddddddddddddddddddddddd
Ю О (D M CO О N M CM O) N 1Л CD Г- о O) CO N CD ID V M-
inm*g'-*rcn<ncocMCM cm <- t-t-x-x-i-qqqqqoo
ooooooooooooooooooooOoo
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO
mOCOCMN'tfON’tfT-CDCOM'CMvOJCpNtoini/Wc')
•nbD’JxrOCOC'JCNCMCMT-x-T-T-t-QQQQQQOQ
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO
ooooooooo’ooooooooooooo’o
(0^(От-Ь>СООФ(ПОСО(0'^СМОО)ЮГ'<ОЮ’3-уГ(*)
inin-V-VCncnCOCMCMCMx-T-^-v-t-QQQQQOOQ
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO
ooooooooooooooooo’o'ooooo
CD^-CDT-b-COOCDCMOr-incOx-OCOb-CDinin^tncn
tninTrM^COCMCMCMCMvT-T-v^-QQQQCOQG
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO
OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOO
CD-^CD^OCMCOinCMOCDTrCM^-OCOr^CDin^-sJ-COCO
ininv^<2<nCMCMCMv-'r-'r-*-^’QQQQQOOQQ
opppppppoooopoppppooooo
ooooooooooooooooooooooo
Г-г-(От-СОСМИ^г-ИЮМ-СМОСОЬф1П5^П(*)СМ
•ninM-^COCOCNCNCMv-T-T-T-v-OQOQOOQQO
ppoqpopppoooooooooooooo
ooooooooooooooooooooooo'
Ь-т-1ПОСП'^Г>.СООГ-1ПСОт“0>оаГ-ф1П’в’СОС9<МСМ
oqo8o8ooSoooo§8!S
ooooooooooooooooooooooo
N'r-inomOQcOO)rs^c400>S iDM,McO(M(N(M
‘n^5’-*^f*>S2CMCsl'«-^T-x-^qOQQOQOqQQ
qoqqoqqooqoqqqoqooqqooo
ooooooooooooooooooooooo
r'T-inO)'tO)inCMCO(DC*)'i-0)COb'(ptp^<D<DCM<Nr-
iDin^cncnCMCMCMw-^-’w-T-QQQQQOQQQQQ
ooqpqoooooooooooooooOoO
ooooooooooooooooooooooo
N^-’vTCOCOCO^^-NinCMOQNtpiD^cnnCMCMCMr-
inin^-COCOCMCMCMx-w-^-M-QOOQOQOQOQQ
qqqoqqqqqooooooooOooooo
ooooooodoo'oooooooooOooo
Г^О^СОСМГ^СООСО^^-ОСОСОЮ^^СОСМСМСЧтот-
IDin^COcneMCMCMv-T-’r'rv-QQdOQQQOOOQ
ooooqoooooOoooooooooooo
ddddddddddddddddddddddd
NOCONt-CDCMCOincOT-OJNCDW^cncnCNNr-v-r-
S 8 88 8oooqqo§S88q8888888
ddddddddddddddddddddddd
Г-0)Г2СОО1Пг-Г‘-’’ГСМОСО<р1П5,С2С*>СМСМ*-^~ч-м“
in^^cncOCMCMT-T-x-T-QOQOdQQQQQQQ
рррооорооооррроррерробС
ddddddddddddddddddddddd
ПОВТОРЯЕМОСТИ СКОРОСТЕЙ ВЕТРА ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ ПО ВЕЙБУЛЛУ И Y=1.5
8
244
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
245
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
246
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
ПОВТОРЯЕМОСТИ СКОРОСТЕЙ ВЕТРА ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ ПО ВЕЙБУЛЛУ И У=1.Т5
247
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
££2__°-000 о.ооо о.ооо о.ооо о.ооо q.qqi 0.001 q.qqi q . oo 1
248
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (продолжение)
ПОВТОРЯЕМОСТИ СКОРОСТЕЙ ВЕТРА ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ ПО ВЕЙБУЛЛУ И У=2
249
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (окончание)
250
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Обобщенные характеристики ветра по данным ВНИГМИ МЦД (для V,
a, Cv), результаты расчета параметров распределения Вейбулла (у, Р) и
данные по масштабу класса открытости М для 550 метеостанций (357 в
России)
NN п/п Метеостанция v ° Cv ₽ М
Земля Франца-Иосифа
1 Рудольфа, о. 6,5 5,8 0,9 1,12 6,7 16.6
2 Бухта Тихая 5,7 5,1 0,9 1,12 5,9 15,3
Новая Земля
3 Мыс Желания 8,3 5.6 0,7 1,46 9,1 20.1
4 Русская Гавань 7,4 7,0 0,9 1,12 7,6 16,6
5 Мыс Столбовой 7,5 5,7 0,8 1,27 8,1 18,3
6 'Мыс Выходной 7,0 5,7 0,8 1,27 7,5 19,4
7 Малые Кармакулы 8,4 6,3 0,8 1,27 9,0
Hewet (кий НО
8 Югорский шар 7,8 4,7 0,6 1,73 8,9 20,3
9 Амдерма 7,9 5,1 0,6 1,73 9,0 19,5
10 Усть-Кара 6,8 4,2 0,6 1,73 7,7 17,5
11 Ходовариха 6,9 4.1 0,6 1,73 7,8 19,2
12 Варандей 6,3 4,2 0,6 1,73 7,1 18,8
13 Индига 7,0 4,4 0,6 1,73 8,0 14,9
14 Хоседа-Хард 4,4 3,3 0,8 1,27 4,7 10,5
Архангел! екая область
15 Инцы 6,6 4,1 0,6 1,73 7,5 12,6
16 Мезень 5,3 3,1 0,6 1,73 6,0 10,4
17 Койнас 2,9 2,3 0,8 1,27 3,1 7,0
18 Архангельск 4,8 3,2 0,7 1,46 5,3 9,3
19 •Емца 2,8 2,0 0,7 1,46 3,1 7,9
20 Каргополь 4,1 2,9 0,7 1,46 4,5 7,8
21 Котлас 4,3 2,9 0,7 1,46 4,7 8.9
22 Полярный Урал 7,0 4,4 0,6 1,73 8,0 6,8
23 Цетрунь 4,9 3,5 0,7 1,46 5,4 9,3
24 Усть-Цильма 3,8 3,0 0,8 1,27 4,1 7,8
25 Усть-Щугор 3,2 2,7 0,9 1,12 3,3 7,8
26 Верхний Щугор 3,9 3,4 0,8 1,27 4,2 5,5
27 Бендита 3,2 2,6 0,8 1.27 3,4 8,1
28 Якша 2,3 1,9 0,8 1.27 2,5 4,5
29 Сосковец, о. 6,7 4,0 0,6 1,73 7,6 20,9
30 Кемь, порт 4,9 3,2 0,6 1,73 5,6 15,9
Вологодс кая область
31 Вытегра 3,5 3,0 0,8 1.27 3,8 10,6
32 Бабаево 3,4 2,6 0,8 1,27 3,7 11,4
33 Вологда, Прилуки 4,6 3,2 0,7 1,46 5,1 9,3
Мурмане кая область
34 Вайда-Губа 7,4 4,7 0,6 1,73 8,4 14,5
35 Цып-Наволок 8,3 4,8 0,6 1,73 9,4 13,9
36 Дальне-Зеленецкая 8,4 5,7 0,7 1,46 9,2 12,8
251
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V О С¥ 7 Р М
37 Мурманск, Халдеев Мыс 5,7 4,3 0,7 1,46 6,3 14,4
38 Харлов, о. 9,4 5,4 0,6 1,73 10,7 15,6
39 Мончегорск 4,1 3,9 1,0 1,0 4,1 1,75
40 Апатитовая гора 3,5 3,2 0,9 1,12 3,6 1,0
41 Хибины, опытная станция 4,0 3,5 0,9 1,12 4,3 11,6
42 Юкспор 5,4 4,2 0,8 1,27 5,8 13,5
43 Терско-Орловский маяк 7,7 4,7 0,6 1,73 8,8 19,6
44 Кандалакша 4.6 3,6 0,8 1,27 4,9 10,6
45 Ковда 4,3 3,8 0,9 1,12 4,4 10,5
46 Умба 4,3 3,4 0,8 1,27 4,6 13,3
47 Кузамень 6,4 4,1 0,6 1,73 7,3 -
48 Пялица 6,1 4,1 0,7 1,46 6,7 14,0
Карелия
49 Паданы 3,6 2,6 0,7 1,46 4,0 9,5
50 Медвежьегорск 3,1 2,5 0,8 1,27 3,3 8,0
51 Пудож 3,2 2,5 0,8 1,27 3,4 8,1
J Ленинградская облг сть
52 Выборг 3,7 3,2 0,9 1,12 3,8 7,5
53 Новая Ладога 4,3 3,1 0,7 1,46 4,7 10,0
54 Санкт-Петербург. ГМО 2,9 2,1 0,7 1,46 3,2 3,5
55 Старое Гарколово 4,1 3,0 0,7 1,46 4,5 10,4
56 Тихвин 3,7 2,8 0,8 1,27 4,0 8,1
57 Николаевское 3,5 2,2 0,6 1,73 4,0 8,1
Новгородская обла зть
58 Хвойная 2,7 2,2 0,8 1,27 2,9 5,0
59 Бойцы 5,2 3,3 0,6 1,73 ' 5,9 13,0
60 Холм 2,9 2,2 0,8 1,27 3,1 6,5
61 Гдов 4,5 3,0 0,7 1,46 4,9 12,0
62 Псков 3,5 2,4 0,7 1,46 3,8 6,9
63 Великие Луки 4,4 3,3 0,8 1,27 4,7 9,6
Эстония
64 Найссар 5,8 4,0 0,7 1,46 6,4 9,8
65 Кунда 5,2 3,6 0,7 1,46 5,7 И,5
66 Нарва-Йыэсуу 4,7 3,3 0,7 1,46 5,2 11,1
67 Таллин, Юленисте 5,5 3,4 0,6 1,73 6,3 7,6
68 Пакри 5,5 4,1 0,8 1,27 5,9 17,3
69 Ристна 5,3 3,7 0,7 • 1,46 5,8 7,8
70 Сыру 5,8 3,6 0,6 1,73 6,6 13,0
71 Вильсанди 6,6 4,7 0,7 1,46 7,3 20,5
72 Пярну 5,2 3,7 0,7 1,46 5,7 н,з
73 Кингисепп 5,9 3,8 0,6 1,73 6,7 13,0
Латвия
74 Колка 4,7 3,5 0,7 1,46 5,2 -
75 Вентспилс, порт 6,2 4,4 0,7 1,46 6,8 14,6
76 Стевде 3,4 2,9 0,8 1,27 3,7 5,5
77 Салдус 3,9 2,8 0,7 1,46 4,3 12,9
78 Лиепая 5,8 4,8 0,8 1,27 6,2 12,3
79 Руиена 3,7 2,6 0,7 1,46 4,1 13,3
NN п/п Метеостанция V О Су 7 ₽ М
80 Даугавгрива 5.4 3,5 0,6 1,73 6,1 11,5
81 Рига, ГМО 3,5 2,6 | 0,7 1,46 3,8 7,8
82 Г урели 4,0 2,9 0.7 1,46 4,4 12,9
83 Резекне 4,1 3,0 0,7 1,46 4,5 11,8
84 Даугавпилс 3,7 3,0 0,8 1,27 4,0 3,9
Литва
85 Швентойн 4,9 3,9 0,8 1,27 5,3 12,3
86 Шауляй 3,5 2,6 0,8 1,27 3,8 6,4
87 Утяна 3,3 2,8 0,8 1,27 3,5 6,9
88 Нида 5,5 3,3 0,6 1,73 6,3 16,4
89 Каунас, агрометстанция 3,5 2,6 0,7 1,46 3,8 8,63
90 Вильнюс, город 3,9 2,8 0,7 1,46 4,3 10,3
91 Варена 3,0 2,4 0,8 1,27 3,2 5,8
F калининградская область -
92 Светлогорск 5,3 3,8 0,7 1,46 5,8 14,3 1
93 Калининград, АМСГ 4,3 3,3 0,8 1,27 4,6 13,1 ।
94 Черняховск 3,3 2,5 0,8 1,27 3,5 7,8
Витебск ая область
95 Полоцк 4,0 3,0 0,7 1,46 4,4 9,3
96 ' Витебск • 4,0 3,2 0,8 1,27 4,3 7,1
Минская область
97 Борисов 3,4- 2,5 0,7 1,46 3,7 12,9
98 Минск 4,2 2,6 0,6 1,73 4,8 10,6
Г роднснская область
99 Лида 3,6 2,5 0,7 1,46 4,0 9,3
Могилев :кая область
100 Горки 3,7 2,8 0,8 1,27 4,0 8,1
101 Славгород 3,7 2,8 0,8 1,27 4,0 8,1
Брестская облает ь
102 Барановичи 3,9 3,0 0,8 1,27 4,2 8,5
103 Брест 3,4 2,6 0,8 1,27 3,7 8,5
Гомельс кая облас
104 Гомель 3,8 3,1 0,8 1,27 4,1 8,1
105 Житковичи 3,0 2,2 0,7 1,46 3,3 9,3
Ярославская область
106 Ярославль, АМСГ 4,4 1 3,1 0,7 1,46 4,8 7,8
Тверская область
107 Бологое 3,4 2,7 0,8 1,27 3,7 8,5
108 Кашин 3,4 2,6 0,8 1,27 3,7 8,1
109 Торжок 4,1 3,0 0,7 1,46 4,5 8,5
ПО Ржев 3,9 3,0 0,8 1,27 4,2 7,0
Московская облас ть
111 Москва, с/х академия 3,6 2,7 0,8 1,27 3,9 7,4
112 Можайск 3,4 2,6 0,8 1,27 3,9 7,4
113 Кашира 4,9 3,0 0,6 1,73 5,6 12,5
Владимирская область
114 I Владимир 1 з,з 2,7 0,8 1 1,27 1 3,5 1 7,4
Смоленская область
115 | Смоленск 4,9 1 3,5 1 0,7 ГТ,46 1 5,4 1 7,5
252
253
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V О Cv 7 3 М
Калужская облает ь
116 Мосальск 4,0 3,1 0,8 1,27 4,3 7,0
Рязанская облает ь
117 Елатьма 3,3 2,6 0,8 1,27 3,5 4,3
118 Павелец 5,2 3,4 0,6 1,73 5,9 9,6
Тульская область
119 | Волово . 4,7 3,0 0,6 1,73 5,2 12,5
Пермская область
120 Тулпан 2,7 2,1 0,8 1,27 2,9 2,0
121 Кудымкар 3,9 3,0 0,8 1,27 4,2 7,0
122 Лысьва 4,2 3,3 0,8 1,27 4,5 8,0‘
Свердловская область
123 Дерябино 3,5 2,5 0,7 1,46 3,8 7,0
124 Нижний Тагил, Зональная 3,6 2,6 0,7 1,46 4,0 11,0
125 Екатеринбург 3,6 2,8 0,8 1,27 3,9 8,0
126 Красноуфимск, ж.д. 3,0 2,9 1,0 1,0 3,0 4,0
I ашкирская республика
127 Улу-Темек 2,4 2,5 1,0 1,0 2,4 5,0
128 Мелеуз 3,2 3,3 1,0 1,0 3,2 7,0
129 Таганай гора 10,4 6,6 0,6 1,73 11,8 14,0
130 Южноуральский 2,6 2,3 0,9 1,12 2,7 4,0
131 Врезы 3,8 3,4 0,9 1,12 3,9 7,0
132 Магнитогорск 4,9 4,5 0,9 1,12 5,1 6,0
Курганская область
133 Шатрове 3,8 3,0 0,8 1,27 4,1 10,0
134 Курган-Вороновка 4,2 3,3 0,8 1,27 4,5 7,0
Черниговская область
135 Чернигов 3,5 2,6 0,7 1,46 3,8 7,4
Сумская область
136 Конотоп 4,1 3,1 0,8 1,27 4,4 9,3
Волынская область
137 Любешов 3,3 2,8 0,8 1,27 3,5 8,9
Ровенская область
138 Дубно 3,4 3,0 0,9 1,12 3,5 _ 7,8
Житомирская обла< лъ
139 Овруч 3,9 2,7 0,7 1,46 4,3 9,6
140 Житомир 3,2 3,1 1,0 1,0 3,2 8,3
Киевская область
141 Киев, обе. 3,0 2,3 0,8 1,27 3,2 7,3
Львовская область
142 Львов, АМСТ 4,0 3,2 0,8 1,27 4,3 7,0
143 Стрый 3,0 2,7 0,9 1,12 3,1 7,8
144 Турка 2,8 2,7 1,0 1,0 2,8 12,9
Хмельшп хкая облас ть
145 Шепетовка 3,6 2,9 0,8 1,27 3,9 8,9
146 Каменецк-Подольск 3,0 3,0 1,0 1,0 3,0 7,1
147 Полтава 5,0 3,6 0,7 1,46 5,5 10,0
. Харьковская область
254
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V О Cv 7 ₽ М
148 Харьков, АМСТ 5,0 4,0 0,8 1,27 5,4 8,5
149 ’ Лозовая 4,2 3,1 0,7 1,46 4.6 8,5
Черкасская область
150 Золотоноша 3,5 3,0 0,9 1,12 3,6 7,4
151 Умань 3,4 3,0 0,9 1,12 3,5 5,3
Луганская облает Ь
152 Сватово 3,3 2,8 0,8 1,27 3,5 9,4
153 Луганск 4,1 3,9 1,0 1,0 4,1 7,4
Винницкая область
154 Хмельник 3,9 3,1 0,8 1,27 4,2 8,1
155 Винница 3,1 2,7 0,9 1,12 3,2 8,5
Ивано-Франковская область
156 Ивано-Франковск 3,0 3,4 1,1 0,9 2,9 8,9
Кировоградская область
157 | Кировоград, АМСГ 4,4 3,3 0,8 1,27 4,7 7,4
Днепропетровская об пасть
158 Верхне-Днепропетровск 3,0 2,8 0,9 1,12 3,1 8,1
159 Днепропетровск, АМСГ 4,0 3,2 0,8 1,27 4,3 8,9
160 Синельникове 4,4 3,5 0,8 1,27 4,7 5,8
161 Кривой Рог 4,8 3,6 0,8 1,27 5,2 12,1
162 Артемовск 3,6 3,2 0,9 1,12 3,7 7,8
163 Дебальцево 5,1 4,0 0,8 1,27 5,5 9,4
164 Ясиноватая 4,3 4,7 0,9 1,12 4,4 7,0
165 Амвросиевка 4,7 4,6 1,0 1,0 4,7 8,1
166 Волноваха 5,4 4,1 0,8 1,27 5,8 8,5
167 Жданов, АМСГ 6,0 4,8 0,8 1,27 6,5 7,8
Закарпат :кая область
168 Ужгород 2,4 2,3 1,0 1,0 2,4 5,3
169 Берегово 2,4 2,2 0,9 1,12 2,5 9,3
Черновицкая область
170 Черновцы, АМСГ 3,6 3,4 0,9 1,12 3,7 5,3
Одесск ая область
171 Одесса, обе. 5,3 3,3 0,6 1,73 6,0 15,1
172 Приморское 5,0 3,3 0,7 1,46 5,5 13,8
Запорожская область
173 Запорожье 3,8 3,2 0,8 1/27 4,1 15,5
174 Кирилловна 4,9 4,7 1,0 1,0 4,9 6,3
Николаевская обла сть
175 Вознесенск 3,6 3,4 0,9 1,12 3,7 9,3
176 Николаев, астр.обс. 4,3 3,4 0,8 1,27 4,6 11,8
Херсоне кая область
177 Борислав 4,2 3,5 0,8 1,27 4,5 13,5
178 Херсон, агро 4,1 3,3 0,8 1,27 4,4 8,9
179 Аскания-Нова 4,9 3,5 0,7 1,46 5,4 9,6
180 Геническ 5,0 3,6 0,7 1,46 5,5 10,4
Крымская облает ь
181 Воронки 4,8 3,8 0,8 1,27 5,2 8,9
182 Черноморское 5,4 4,0 0,7 1,46 5,9 9,8
255
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V О Cv 7 ₽ М
183 , Мысовое 6,3 4,1 0,6 1,73 7,2 16,0
184 Евпатория 5,4 4,1 0,8 1,27 5,8 8,0
185 Симферополь, АМСГ 3,3 3,1 0,9 1,12 3,4 11,4
186 Феодосия 4,7 3,5 0,7 1,46 5,2 11,5
187 Севастополь 4,6 4,0 0,9 1,13 4,7 11,3
188 Херсонес, маяк 5,6 4,4 0,8 1,27 6,0 12,3
189 Ай-Петри 5,7 5,8 1,0 1,0 5,7 15,3
Молдавия
190 Сороки 4,4 3,8 0,9 1,12 4,5 11,0
191 Кишинев, город 2,8 2,6 0,9 1,12 2,9 11,0
Республика Татарстан
192 Бугульма, опытное поле 4,8 3,7 0,8 1,27 5,2 13,3
Самарская область
193 Безенчук 4,5 3,6 . 0,8 1,27 4,8 8,6
Оренбургская область
194 . Оренбург, город 4,3 3,8 0,9 1,13 4,4 8,1
Саратовская облас гь
195 Октябрьский горолок 3,9 3,5 0,9 1,12 4,0 7,1
196 Ершов 4,7 3,3 0,7 1,46 5,2 12,1
197 Алексавдров-Г ай 4,8 3,0 0,6 1,73 5,5 8,5
Волгоград ская область
198 Урюпинск 4,3 3,6 0,8 1,27 4,6 13,3
199 Палласовка 4,1 3,о 0,7 1,46 4,5 6,3
200 Быково 4,4 3,1 0,7 1,46 4,8 7,0
201 Серафимович 4,6 3,4 0,7 1,46 5,1 11,0
202 Эльтон 3,9 2,8 0,7 1,46 4,3 10,4
203 Г нилоаксайская 5,2 3,6 0,7 1,46 5,7 11,4
Ростовская область
204 Миллерово 5,0 4,1 0,8 1,27 5,4 12,6
205 Морозовск 5,5 4,0 0,7 1,46 6,0 9,3
206 Ростов-на-Дону 4,8 3,7 0,8 1,27 5,2 7,9
Астраханская обла сть
207 Верхний Баскунчак 4,4 3,2 0,7 1,46 4,8 8,0
208 Астрахань, ГМО 4,3 2,9 0,7 1,46 4,7 8,3
Калмыкия
209 Сарпа 5,0 3,4 0,7 1,46 5,5 8,9
210 Япгкуль 4,3 3,2 0,8 1,27 4,6 9,3
Краснодарский край
211 Кущевская 3,4 3,4 1,0 1,0 3,4 7,0
212 Приморско-Ахтарск 5,5 4.2 0,8 1,27 5,9 8,4
213 Тихорецк 5,4 4/2 0,8 1/27 5,8 7,6
214 Краснодар, Пашковская 3,9 3,9 1,0 1,0 3,9 8,6
215 Армавир 4,8 5,1 1,1 0,9 4,6 12,1
216 Новороссийск 5,0 4,6 0,9 1,12 5,2 6,3
Ставропольский край
217 Красногвардейское 4,4 4,1 0,9 1,12 4,5 7,6
218 Ставрополь 4,4 4,6 1,0 1,0 4,4 14,0
219 Ачи купай 3,4 3,5 1,0 1,0 3,4 9,3
NN п/п Метеостанция V О с. 7 ₽ М
220 Пятигорск 3,3 3,0 0,9 1,12 3,4 12,1
Грузия
221 Мамисоиский перевал 5,7 4,4 0,8 1,27 6,1 9,5
222 Цхалтубо 1,7 2,8 1,6 0,61 1,2 8,5
223 Кутаиси, ГМС 5,0 6,1 1,2 0,82 4,5 9,3
224 Самтредиа 2,8 3,7 1,3 0,76 2,4 10,0
225 Поти 4,3 4,2 1,0 1,0 4,3 11,9
226 Мта-Сабуети 9,4 6,7 0,7 1,46 10,3 14,0
227 Тбилиси, АМСГ 5,9 7,3 1,2 0,82 5,3 9,6
228 Цалка 2,1 3,1 1,5 0,65 1,6 9,6
229 Ахалкалаки, ГМС 2,9 3,2 1,1 0,9 2,8 9,3
Аджария
230 Батуми, маяк 2,0 2,3 0,82 1,8 13,3
Азербайджан
231 Кизляр 3,5 3,6 1,0 1,0 3,5 8,5
232 Баку, обсерв. 6,4 4,7 0,7 1,46 7,0 19,4
233 Астара 2,7 1,9 0,7 1,46 3,0 11,5
Н ахичеванская республика
234 Нахичевань 2,6 2,6 1,0 1,0 2,6 6,1
Армения
235 Джаджур, жд. 3,8 4,4 1,2 0,82 3,4 11,8
236 ' Арагац, высокогорная 4,4 3,8 0,9 1,12 4,5 7,9
237 Ереван, АМСГ 1,7 2,5 1,4 0,7 1,4 7,0
Тюменс кая область
238 Белый, о. 6,1 4/2 0,7 1,46 6,7 20,6
239 Дровяной, мыс 6,3 4,1 0,6 1,73 7,2 19,9
240 Тамбей 6,7 4,4 0,8 1,46 7,4 16
241 Гыда-Ямо 6,4 4,2 0,7 1,46 7,0 18,3
242 Марре-Сале 7,1 4,5 0,6 1,73 8,1 20,3
243 Новый порт 6,3 3,9 0,6 1,73 7,2 10,4
244 Тазовское 7,2 4,5 0,6 1,73 8,2 11,9
245 Ра-Из 8,3 6,7 0,8 1/27 8,9 14,0
246 Ныда 5,4 3,6 0,7 1,46 5,9 9,3
247 Салехард 4,7 4,0 0,8 1,27 5,1 8,6
248 Тарко-Сале 3,6 2,9 0,8 1/27 3,9 5,0
249 Березово 3,6 3,0 0,8 1/27 3,9
250 ' Октябрьское(Кондинское) 3,5 2,9 0,8 1/27 3,8 7,5
251 Няксимволь 2/2 2,3 1,0 1,0 2,2 6,3
252 Ларьяк 3,5 2,8 0,8 1,27 3,8 5,6
253 Сургут 4,3 3,2 0,7 1,46 4,7 6,4
254 Леуши 4,4 2,9 0,7 1,46 4,8 5,8
255 Тобольск 3,8 3,3 0,9 1,12 3,9 8,4
256 Тюмень, аэр. 3,6 2,8 0,8 1,27 3,9 7,8
257 Ишим 4,4 3,3 0,8 1/27 4,7 9,6
Омска я область
258 Усть-Илим 3,2 2,9 0,9 1,12 3,3 7,4
259 Омск (степная) 4,6 3,0 0,7 1,46 5,1 8,9
Северо-Казахстанская область
256
257
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
j NN п/п Метеостанция V СУ Су Y ₽ М
260 Петропавловск 5,4 3,7 0,7 1,46 5,9 10,0
Кустанайская облас :ть
261 Кустанай 4,9 3,5 0,7 1,46 5,4 9,3
262 Тургай 4,5 3,3 0,7 1,46 5,0 9,3
Кокчетавская область
263 Кокчетав 6,1 4,6 0,8 1,27 6,6 10,0
А кмоли) вская область
264 Атбасар 5,5 4,4 0,8 1,27 5,9 10,0
265 Акмолинск 5,3 4,2 0,8 1,27 5,7 9,6
Павлодарская область
266 Павлодар 5,4 3,8 0,7 1,46 5,9 10,0
Уральская область
267 Уральск 4,9 4,1 0,8 1,27 5,3 8,5
268 Калмыкове 4,2 3,0 0,7 1,46 4,6 10,0
Гурьеве кая область
269 Гурьев 4,6 3,5 0,8 1,27 5,0 9,3
270 Форт-Шевченко 6,3 4,3 0,7 1,46 6,9 20,3
271 Ак-Кудук 3,0 2,5 0,8 1,27 3,2 6,0
Актюбинская область
272 Актюбинск 4,8 4,2 0,9 1,12 5,0 8,9
273 Уил 3,4 3,4 1,0 1,0 3,4 7,8
274 Мугоджарская 5,9 5,6 1,0 1,0 5,9 10,0
275 Челкар 4,9 4,2 0,8 1,27 5,3 9,3
Карагандинская обл: асть
276 ' Караганда 5,5 4,5 0,8 1,27 5,9 10,0
277 Каркалинск 4,1 3,7 0,9 1,12 4,2 4,8
278 Карсапкай 4,5 3,8 0,8 1,27 4,8 9,6
279 Бет-Пак-Дала 4,6 3,5 0,8 1,27 4,9 6,0
Семипалатинская область
280 Семипалатинск 3,0 2,8 0,9 1,12 3,1 5,0
281 Аягуз 4,1 3,8 0,9 1,12 4,2 10,0
Воете чно-Казахстанская область
282 Лениногорск 2,7 3,7 1,4 0,7 2,2 12,6
283 Зайсан 3,0 3,5 1,1 0,9 2,9 8,0
К зыл-Оодинская область
284 Казалинск 3,7 3,1 0,8 1,27 4,0 9,6
285 Кзыл-Орда 2,8 2,7 1,0 1,0 2,8 9,6
Чимкентская область
286 Туркестан 3,6 3,4 1,0 1,0 3,6 9,6
• Джамбульская область
287 Чокпар 5,3 4,3 0,8 1,27 5,7 10,5
288 Курдай 6,0 5,2 0,9 1,12 6,2 14,0
Алма-Атинская область
289 Наймаи-Суек 2,3 2,2 0,9 1,12 2,4 5,0
290 Тахты 4,8 4,0 0,8 1,27 5,2 2,7
291 Алма-Ата, ГМО 1,6 1,6 1,0 1,0 1,6 6,1
Каракалпакская республика
292 Чурук 4,3 3,5 0,8 1,27 4,6 9,6
258
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V О Cv 7 Р М
293 Кун град 3,3. 3,0 0,9 1,12 3,4 9,6
Бухарская область
294 Тамды 3,7 3,1 0,8 1,27 4,0 9,3
295 Навои 2,4 2,2 0,9 1,12 2,5 8,9
Самаркандская область
296 Самарканд 1,9 2,1 1,1 0,9 1,8 5,0
Сырдарьинская область
297 Джизак 2,6 3,1 1,8 0,82 2,3 7,0
Ташкентская область
298 Тойтюбе 1,6 1,8 1,2 0,82 1,4 8,1
Томская область
299 Напас 2,6 2,2 0,8 1,27 2,8 4,0
300 Васюганское 3,3 2,4 0,7 1,46' 3,6 11,0
301 Палочка 3,0 2,6 0,9 1,12 3,1 5,0
302 Пудино 2,9 2,7 0,9 1,12 3,0 8,0
I (ОБОСИби! эская область
303 Барабинск 5,7 3,8 0,6 1,73 6,5 7,0
Кемеровская область
304 Кемерово 4,5 3,9 0,9 1,12 4,6 4,0
Алтайский край
305 Камень-на-Оби 4,8 3,9 0,8 1,27 5,2 7,0
306 Барнаул 3,5 3,7 1,1 0,9 3,9 3,0
Таймырский ГЛог гано-Нен едкий) НО
307 ' Малый Таймыр 6,0 4,1 0,7 1,46 6,6 20,3
308 Челюскин, мыс 6,8 4,4 0,6 1,73 7,7 20,3
309 Уединения, о 6,9 4,2 0,6 1,73 7,8 21,5
310 Русский, о. 6,5 3,9 0,6 1,73 7,4 20,3
311 Устье р.Таймыры 6,6 4,4 0,7 1,46 7,3 17,5
312 Таймырское озеро 6,1 5,1 0,8 1,27 6,6 14,9
313 Диксон, о. 7,7 5,3 0,7 1,46 8,5 12,3
314 Хатанга 4,7 6,2 0,7 1,46 5,2 17,1
315 Волочанка 3,9 3,3 0,8 1,27 4,2 18,6
316 Дудинка 5,7 4,2 0,7 1,46 6,3 15,3
Эвенкийский НС
317 Эссей 3,0 3,3 1,1 0,9 2,9 13,5
318 Агата 2,3 2,6 1,1 0,9 2,2 13,5
319 Тура 2,0 2,2 1,1 0,9 1,9 5,0
320 Байнит 1,3 1,7 1,3 0,76 1,1 3,5
321 • Ванавара 2,0 2,2 1,0 1,0 2,0 10,1
Красноярский край
322 Игарка, город, о. 4,8 4,1 0,8 1,27 5,2 18,6
323 Туруханск 4,0 3,1 0,8 1,27 4,3 13,0
324 Верхне-Имбатское 3,8 3,2 0,8 1,27 4,1 13,0
325 Подкаменная Тунгуска 3,1 3,1 1,0 1,0 3,1 13,0
326 Енисейск 2,7 2,7 1,0 1,0 2,7 8,5
327 Богучаны 3,0 3,4 1,2 0,82 2,7 10,0
328 Чиндат (Чульская МТС) 2,4 2,2 0,9 1,12 2,5 5,0
329 Канск 3,5 4,3 1,2 0,82 3,1 9,3
259
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V СТ Cv Г ₽ М
330 Красноярск, опытное поле 3,1 3,1 1,0 1,0 3,1 5,5
331 Минусинск, опытное поле 2,0 2,6 1,2 0,82 1,8 7,0
Хакасская АО
332 Абакан, гор. и и.Калинино 3,0 3,4 1,1 0.9 2,9 9,6
333 Бея 3,4 4,0 1,2 0,82 3,0 4,8
Иркутская область
334 Ербогачен 2.2 2,2 1,0 1,0 2,2 1,0
335 Киренск 2,2 2,6 1,2 0.82 2,0 8,3
336 Илимск 1,7 2,0 1.2 0,82 1,5 1,8
337 Тайшет 3,3 3,2 1,0 1,0 3,3 6,8
338 Нижнеудинск 2,3 3,1 1,4 0,7 1,8 9,6
339 Покойники 4,3 5,2 1,2 0,82 3,8 10,6
340 Баяндай 2,3 2,0 0,9 1,12 2,4 9,5
341 Иркутск, обсерв. 2,1 2,1 1,0 1,0 2,1 5,0
342 Устъ-Баргузин 3,7 3,7 1,0 1,0 3,7 15,5
343 ' Ильчир 2,9 3,8 1,3 0,76 2,5 4,1
344 Тунка 1,9 2,6 1,4 0,7 1,52 7,0
Бурятия
345 Нижне-Ангарск 2,1 2,5 1,2 0,82 1,9 15,0
346 Кебаиск 3,1 3,1 1,0 1,0 3,1 10,0
347 Усойский хребет 4,7 3,8 0,8 1,27 5,1 14,0
348 Улан-Уде, город 2,7 3,0 1,1 0,9 2,6 9,5
Читинская область
349 Калакан 1,4 1,9 1,4 0,7 1,1 9,0
350 Чита, город 1,8 2,3 1,3 0,76 1,6 5,8
351 Нерчинск 2,3 3,1 1,3 0,76 2,0 10,0
352 Красный Чикой 1,8 2,2 1,2 0,82 1,6 -
Якутия
353 Котельный, о. 6,0 4,0 0,7 1,46 6,6 20,3
354 Шалаурова, мыс 5,5 3,9 0,7 1,46 6,0 17,9
355 ' Усть-Оленек 6,4 4,3 0,7 1,46 7,0 И,9
356 Саскылах 3,3 3,0 0,9 1,12 3,4 7,3
357 Тикси, бухта 5,2 4,8 0,89 1,12 5,4 16,4
358 Мостах, о. 5,7 4,5 0,8 1,27 6,1 18,3
359 Казачье 3,7 3,4 0,9 1,12 3,8 11,4
360 Кюсюр 4,4 4,4 1,0 1,0 4,4 7,8
361 Чокурдах 4,8 3,4 0,7 1,46 5,3 19,5
362 Амбарчик, бухта 5,8 4,7 0,8 1,27 6,2 19,2
363 Кресты Колымские 3,8 2,9 0,8 1,27 4,1 17,1
364 Джарджан 3,8 3,7 1,0 1,0 3,8 7,8
365 Сухана 1,9 2,0 1,0 1,0 1,9 4,4
366 Оленек 2,0 2,1 1,0 1,0 2,0 6,8
367 Дружина 2,3 2,1 0,9 1,12 2,4 8,9
368 Верхоянск 1,5 1,8 1,1 0,9 1,4 7,0
369 Среднеколымск 2,2 2,0 0,9 1,12 2,3 7,8
370 Жиганск 4,3 3,9 0,9 1,12 4,4 8,9
371 Усть-Мома 1,6 2,2 1,3 0,76 1,4 5,0
372 Шелагонцы 1,6 1,9 1,2 0,83 1,4 4,1
NN п/п Метеостанция V G С, Y ₽ М
373 Зырянка 2,7 2,8 1,0 1,0 2,7 8,4
374 Иэма 1,7 2,3 1,3 0,76 1,5 6,5
375 Сочен-Кюель 2,3 3,7 1,6 0,61 1,6 5,8
376 Вилюйск 2,5 2,5 1,0 1,0 2,5 9,6
377 Оймякон, аэроп. 1,4 1,7 1,2 0,82 1,25 7,6
378 Восточная 2,8 2,7 1,0 1,0 2,8 6,0
379 Крест-Кальджай 1,5 1,7 1,2 0,82 1,3 7,6
380 Гцой-Хая 2,0 2,0 1,0 1,0 2,0 -
381 Сунтар 2,1 2,1 1,0 1,0 2,1 5,5
382 Якутск 2,3 2,4 1,0 1,0 2,3 8,6
383 ’ Аллах-Юнь 1,4 1,8 1,2 0,82 1,25 5,4 .
384 Исить 2,3 2,5 1,1 0,9 2,2 7,0
385 Ленек (Муктуя) 3,2 3,1 1,0 1,0 3,2 5,8
386 Оленминск 2,1 2,3 1,0 1,0 2,1 7,5
387 Усть-Мая 1,7 1,8 1,1 0,9 1,6 5,5
388 Витим 2,5 2,5 1,0 1,0 2,5 7,1
389 Алдан 2,8 2,6 0,9 1,12 2,9 7,0
390 Учур 2,0 2,0 1,0 1,0 2,0 6,6
391 Нагорный 2,6 3,4 1,3 0,76 2,2 7,5
Хабарр! зский край
392 Ивя 3,0 2,9 1,0 1,0 3,0 21,0 1
393 Охотск 4,3 3,2 0,87 1,46 4,7 21,0
394 Энкан 4,6 4,4 1,0 1,0 4,6 18,0
395 Аян 3,7 3,5 0,9 1,12 3,8 18,0
396 Чумикан 6,1 5,1 0,8 1,27 6,6 16,0
397 ’ Николаевск-на-Амуре 4,1 3,8 0,9 1,12 4,2 13,0
398 Им. Полины Осипенко 2,6 2,9 1,1 0,9 2,5 7,0
399 Сухановка 4,7 4,5 1,0 1,0 4,7 17,0
400 Чекунда 1,4 1,9 1,4 0,7 1,1 4,0
401 Комсомольск-на-Амуре 4,1 3,7 0,9 1,12 4,2 13,0
402 Сюркум 7Д 5,7 0,8 1,27 7,7 16,0
403 Троицкое 4,1 3,5 0,8 1,27 4,4 13,0
404 Хабаровск, БГМС 5,2 3,8 0,7 1,46 5,7 17,0
405 Чёпинай, гора 4,6 3,4 0,7 1,46 5,1 14,0
406 Екатерино-Никольск 4,2 4,4 1,0 1,0 4,2 13,0
Амурская облает
407 Бомнак 1,8 2,0 1,1 0,9 1,7 8,0
408 Экимчан 1,3 1,9 1,5 0,65 1,0 3,0
409 Черняево 1,9 2,2 1,1 0,9 1,8 7,0
410 Благовещенск 2,4 2,8 1,2 0,82 2,1 5,0
j Примо] зский кра
411 Золотой 5,8 5,0 0,9 1,12 6,0 17,3
412 Сосуново 7,0 5,2 0,7 1,46 7,7 12,1
413 Улунга' 5,4 3,8 0,7 1,46 5,9 14,0
414 Иман 3,5 3,2 0,9 1,12 3,6 7,8
415 Кировский 2,3 2,2 1,0 1,0 2,3 8,5
416 Евгеньевка 2,6 2,8 1,0 1,0 2,6 7,0
417 Озерные ключи 3,4 3,5 1,0 1,0 3,4 9,13
260
261
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V (5 Cv Y Р М
418 Владивосток 6,8 4,8 0,7 1,46 7,5 12,9
419 Преображение 4,6 3,8 0,8 1,27 4,9 9,5
420 Находка 5,6 4,2 0,8 1,27 6,0 -
421 Краскино 3,3 3,8 1,1 0,9 3,1 8,1
Камчатс кая область
422 Чомурнаут 7,1 5,2 0,7 1,46 7,8 18,8
423 Корф 6,5 4,9 0,7 1,46 7,1 21,0
424 Усть-Лесная 5,4 4,0 0,7 1,46 5,9 21,0
425 Карагандинский, о. 5,5 4,4 0,8 1,27 5,9 20,3
426 У сть-Хайрозово 5,6 4,4 0,8 1,27 6,0 21,0
427 Ключи 4,3 4,3 1,0 1,0 4,2 11,5
428 Усть-Камчатск 5,0 4,1 0,8 1,27 5,4 -
429 Никольское ("Беринга) 7,6 5,5 0,7 1,46 8,4 21,3
430 Петропавловск, маяк 7,5 5,6 0,8 1,27 8,1 22,5
431 У сть-Болыиерецк 6,4 5,5 0,9 1,12 6,6 21,0
432 Лопатка, мыс 9,9 6,3 0,6 1,73 н,з 22,8
Тамбовская область
433 Мичуринск 4,0 3,2 0,8 1,27 4,3 5,5
434 Тамбов 3,8 2,9 0,8 1,27 4,1 6,5
435 Чакино 4,3 3,4 0,8 1,27 4,6 7,3
Брянская область
436 Красная гора 3,7 2,8 0,8 1,27 4,0 9,3
Орловская область
437 Орел 5,2 3,8 0,8 1,27 5,6 9,6
438 Верховье 4,6 3,5 0,8 1,27 4,9 12,1
Курская область
439 Фатеж 3,7 .3,3 0,9 1,12 3,8 6,3
440 Обоянь 3,5 2,8 0,8 1,27 3,8 6,6
Воронеже кая область
441 Воронеж, с/х инет. 4,2 3,0 0,7 1,46 4,6 9,3
442 . Каменная степь 5,2 3,4 0,6 1,73 5,9 13,3
Белгороде „кая облас ть
443 Старый Оскол 4,3 3,2 0,7 1,46 4,7 8,9
444 Богородицкое Фенино 3,9 3,5 0,9 1,12 4,0 6,8
Кировская область
445 Опарине 3,2 2,8 0,9 1,12 3,3 5,8
446 Мураши 2,8 2,4 0,9 1,12 2,9 5,0
447 Нагорное 4,1 2,9 0,7 1,46 4,5 11,8
448 Даровское 3,3 2,4 0,7 1,46 3,6 5,8
449 Киров, город 4,8 3,0 0,6 1,73 5,6 5,8
450 Яранск 4,2 2,9 0,7 1,46 4,6 11,8
Удмуртская республика
451 Селты 4,2 3,1 0,7 1,46 4,6 11,8
Костромская область
452 Чухлома 3,7 3,2 0,9 1,12 3,8 6,5
453 . Шарья 3,8 2,8 0,7 1,46 4,2 7,0
454 Кострома 5,1 3,5 0,7 1,46 5,6 12,1
Ивановская область
NN п/п Метеостанция V С С, У ₽ М
455 Юрьевен 4,3 2,6 0,6 1,73 4,9 12,1
456 Иваново 3,7 2,9 0,8 1,27 4,0 8,1
Нижегородская область
457 Ветлуха 3,7 2,8 0,8 1,27 4,0 8,8
458 Мыза 3,8 3,1 0,8 1,27 4,1 8,4
459 i Арзамас 5,5 3,6 0,6 1,73 6,3 10,0
460 Лукоянов 4,6 3,2 0,7 1,46 5,1 12,9
Республика Марий-Эл
461 Йошкар-Ола 4,6 3,7 0,8 1,27 5,0 8,9
462 Канаш 4,0 2,8 0,7 1,46 4,4 9,3
Республика Мордовия
463 Темников 3,5 3,1 0,9 1,12 3,6 6,8
464 Большие Березники 3,0 2,6 0,9 1,12 3,1 5,6
Туркменистан
465 Ташауз 3,1 2,3 0,8 1,27 3,3 9,3
466 Кара-Богаз-Гол 6,5 3,7 0,6 1,73 7,4 20,0
467 Челекен 4,9 2,8 0.6 1,73 5,6 8,5
468 Чарджоу 3,6 3,1 0,8 1,27 3,9 9,0
469 Бохордок 3,0 2,6 0,9 1,12 3,1 9,3
470 Бекибент 3,9 2,7 0,7 1,46 4,3 10,0
471 Ашхабад, Кеши 2,0 2,0 1,0 1,0 2,0 5,0
472 Чаршанга 4,1 4,3 1,0 1,0 4,1 7,8
473 Иолотань 2,4 2,2 0,9 1,12 2,5 9,3
474 Кушка 2,3 2,5 1,1 0,9 2,2 6,8
Таджикистан
475 Ашт 1,4 1,8 1,3 0,76 1,2 6,6
476 Ленинабад 4,6 4,0 0,9 1,12 4,7 7,3
477 Шахристанский перевал 4,8 4,4 0,9 1,12 5,0 5,8
478 Анзобский перевал 4,8 3,7 0,8 1,27 5,2 7,0
479 Шахринад 2,1 1,7 0,8 1,27 2,3 7,0
480 Душанбе, агро. 1,5 1,8 1,2 0,82 1,3 3,0
481 Курган-Тюбе 1,2 1,5 1,2 0,82 1,1 7,8
482 Нижний Пяндж 1,8 2,1 1,2 0,82 1,6 6,8
483 Айвадж 3,6 3,7 1,0 1,0 3,6 6,1
Горно-Бад: нсшанская АО
484 Ледник Федченко 6,0 3,6 0,6 1,73 6,8 0,8
485 Хабурад 5,0 4,0 0,8 1,27 5,4 11,8
486 Мургаб 2,3 1,2 1,1 0,8 2,2 2,4
487 Джаушангоз 2,1 2,4 1,1 0,9 2,0 ' 1,5
488 Ишкашин 2,2 2,5 1,1 0,9 2,1 1,0
Киргизия
489 Чуйская 1,9 2,0 1,0 1,0 1,9 8,9
490 Константиновская 3,2 3,1 1,0 1,0 3,2 12,5
491 Фрунзе 2,0 1,9 1,0 1,0 2,0 6,1
492 Чолпон-Ата 1,7 2,1 1,2 0,82 1,5 14,5
493 Пржевальск 1,9 2,5 1,3 0,76 1,6 4,3
494 Рыбачье, озерная 3,8 4,7 1,2 0,82 3,4 6,6
495 Кочкорка 2,3 2,8 1,2 0,82 2,1 5,4
262
263
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (продолжение)
NN п/п Метеостанция V а Cv 7 Р М
496 ' Тамга 1,6 1,6 1,1 0,9 1,5 15,0
497 Каракольская 3,2 3,2 1,0 1,0 3,2 2,0
498 Чатыр-Куль, озерная 2,9 2,9 1,0 1,0 2,9 10,3
Ошская область
499 Узген 1,7 1,5 0,9 1,12 1,8 5,4
500 Сары-Таж 2,6 2,7 1,0 1,0 2,6 2,1
501 Алтьен-Мазар 2,8 3,2 1,1 0,9 2,7 2,5
Чукотский НО Магаданской областт
502 Врангеля, о. 5,8 5,8 1,0 1,0 5,8 16,4
503 Валькаркай 5,6 5,0 0,9 1,12 5,8 17,7
504 Биллингса, мыс 5,9 4,0 0,7 1,46 6,5 20,3
505 Певок 4,8 6,2 1,3 0,76 4,1 16,4
506 Рау-Чуа 4,1 3,5 0,8 1,27 4,4 20,2
507 Шмидта, мыс 5,9 4,6 0,8 1,27 6,3 18,8
508 Островное 2,2 2,4 1,1 0,9 2,1 6,6 -
509 • Ванкарем 6,8 4,9 0,7 1,46 7,5 20,3
510 Колюнин, о. 7,2 4,5 0,6 1,73 8,2 19,1
511 Илирей I, II 3,0 3,3 1,1 0,9 2,9 9,3
512 Сердце-Камень 5,4 4,8 0,9 1,12 5,6 16,9
513 Залив Креста 4,5 5,3 1,1 0,9 4,3 -
514 Уэлен 6,6 5,5 0,8 1,27 7,1 18,8
515 Снежное 5,3 4,2 1,0 1,0 5,3 14,0
516 Омолон 2,2 2,6 1,2 0,82 2,0 8,9
517 Анадырь (комбин.) 6,8 5,5 0,8 1,27 7,3 18,5
518 Марково 2,5 2,6 1,0 1,0 2,5 8,1
519 Провидения, бухта 4,8 4,6 1,0 1,0 4,8 14,1
520 Чаплина, мыс 7,2 4,9 0,7 1,46 7,9 20,6
521 Наварин, мыс 8,7 6,4 0,7 1,46 9,6 13,0
Магадан* -кая область
522 Кедон 2,3 2,2 1,0 1,0 2,3 8,9
523 Сеймчан 1,9 2,3 1,2 0,82 1,7 8,1
524 Сусуман (Берелех) 2,4 2,7 1,1 0,9 2,3 8,5
525 Гижига (Кушка) 7,8 6,1 0,8 1,27 8,4 8,5
526 Наякан 6,3 5,5 0,9 1,12 6,5 9,6
527 Пестрая Дресва 8,1 8,0 1,0 1,0 8,1 11,1
528 Батуэгачаг, руд. 7,9 6,0 0,8 1,27 8,5 14,0 ,•
529 Атка 3,3 3,2 1,0 1,0 3,3 10,0
530 Тагану с 5,7 6,2 1,1 0,9 5,4 11,1
531 Ямск 6,0 5,7 1,0 1,0 6,0 15,3
532 Нагаева, бухта 5,6 4,2 0,8 1,27 6,0 12,9
Сахалин* кая область
533 Оха 7,4 5,4 0,2 1,46 8,1 18,0
534 Кайган 6,4 4,9 0,8 1,27 6,9 15,3
535 Москалеве 5,7 4,2 0,7 1,46 6,3 13,0
536 Рыбиовск 6,0 4,6 0,8 1,27 6,5 10,4
537 Найво 6,2 4,2 0,7 1,46 6,8 10,9
538 Пожби 6,1 4,8 0,8 1,27 6,6 10,8
539 Ноглики 4,1 3,5 0,8 1,27 4,4 13,3
264
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 (окончание)
NN _ п/п Метеостанция V О Cv Y ₽ М
540 Александровск-Сазалинс. 5,1 4,3 0,8 1,27 5,5 15,5
541 Опор 2,9 2,7 0,9 1,12 3,0 6,3
542 Васильева, мыс 8,1 6,4 0,8 1,27 8,7 17,8
543 Торонайск 3,8 3,4 0,9 1,12 3,9 9,3
544 Терпения, мыс 8,0 5,6 0,7 1,46 8,8 20,0
545 Матеза 7,6 5,8 0,8 1,27 8,2 17,4
546 Холмск 5,7 4,4 0,8 1,27 6,1 14,4
547 Южно-Сахалинск 3,6 3,2 0,9 1,12 3,7 6,3
548 Большая Елань 4,0 4,3 1,1 0,9 3,8 6,7
549 Симушир 9,4 6,3 0,7 1,46 10,3 -
550 Корсаков 4,6 4,0 0,9 1,12 4,7 16,0
551 Курильск 6,1 5,5 0,9 1,12 6,3 16,6
Примечание. В таблице Приложения 5 использованы пока-
затели: среднегодовая скорость ветра V; среднеквадратическое от-
клонение о; коэффициент вариации Cv; параметр формы распреде-
ления скоростей по Вейбуллу у; параметр масштаба р распределе-
ния Вейбулла и масштаб класса открытости местности М по Милев-
скому (см. главу 6).
Литература
1. Фатеев Е.М. Ветродвигатели и ветроустановки. М.: Сельхозиз-
дат, 1948.
2. Сабинин Г.Х. Теория и аэродинамический расчет ветродвигате-
лей//Труды ЦАГИ. 1934. Вып.104.
3. Секторов В.Р. Балаклавская опытная ветроэлектрическая стан-
ция//Электричество. 1933. №19.
4. Шефтер Я.И. Состояние ветроиспользования и перспективы его
развития в сельском хозяйстве РСФСР // Сборник «Ветроэнерге-
тика в сельском хозяйстве». М.: ГОСНИТИ, 1960.
5. Сульг П.А. Опыт применения ветроэнергетических агрегатов для
питания сельских радиоузлов // Вопросы ветроэнергетики. М.:
Изд-во АН СССР, 1959.
6. Секторов В.Р. Ветроэлектрические станции мощностью 25 кВт с
дизельным резервом // Механизация и электрификация сельско-
го хозяйства. 1957. №2.
7. Харитонов В.П. Автоматизированная ветроэлектронасосная
станция для оазисного орошения производительностью 150 м3/ч
в совхозе “Алтай” Алтайского края И Тезисы докладов Всесоюз-
ной научно-технической конференции. Ставрополь, 1968.
8. Харитонов В.П. и др. Ветроэнергетические установки и их приме-
нение в сельском хозяйстве И ЦБНТИ Минводхоза СССР. Серия
3. Обводнение и сельскохозяйственное водоснабжение. М., 1984.
Выпуск 2. - 56 с.
9. Федотов В.Е., Харитонов В.П. Унифицированная ветроэлектри-
ческая установка // Механизация и электрификация сельского хо-
зяйства. 1971. №7.
10. Kharitonov V.P. «Problems of Today pertaining to Wind Energy utili-
zation». Report for UN Conference on New and Renewable Sources
of Energy in 1980. [Contract between the United Nations and Khari-
tonov V.P. for period 27 Nov. - 30 Dec.1979.]
11. Безруких П.П. Сегодня и завтра нетрадиционной энергетики в
СССР//Энергетическое строительство. 1991. №3.
12. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат,
1995. - 500 с.
266
13. Sokolsky A.К., Kharitonov V.P., Mikhailov S.A. Windpower Instal-
lations in the Arkhangelsk Region // Renewable Energy. Moscow:
Intersolarcenter, 1998. №2.
14. Безруких П.П. Использование возобновляемых источников энер-
гии в России // Информационный бюллетень “Возобновляемая
энергия”. М.: Интерсоларцентр, 1997. №1.
15. Харитонов В.П., Сокольский А.К. Ветродизельные установки для
фермерских хозяйств // Техника в сельском хозяйстве. 1997. №1.
16. Шефтер Я.И. Ветроэнергетические ветроагрегаты. М., 1972. -
288 с.
17. Park J., Schwind D. Wind Power for Farms, Homes and small Indus-
try // Nielsen Engineering and Research, Inc., Mountain View, Cali-
fornia, 1988. - 150 p.
18. Шефтер Я.И., Рождественский И В. Изобретателю о ветродвига-
телях и ветроустановках. М., 1957. - 145 с.
19. Булгаков А.А. Частотное управление асинхронными электродви-
гателями. М.: Наука, 1966.
20. Харитонов В.П. Условия рационального агрегатирования авто-
номных ветроэлектрических установок // Научные труды ВИЭСХ.
Т.86. М.: ВИЭСХ, 2000.
21. Харитонов В.П. Работа электронасосной ветроустановки при по-
рывистом ветре И Доклады Первой Всесоюзной научно-
технической конференции по возобновляемым источникам энер-
гии. Выпуск 2. Ветроэнергетика. М., 1972. С. 43-48.
22. Абрамов Н.Д. Электронасосные установки с конденсаторным на-
копителем для работы от возобновляемых источников энергии //
Научные труды ВИЭСХ. Т. 86. М.: ВИЭСХ, 2000.
23. Харитонов В.П., Абрамов Н.Д., Салимов И.Э. Новые российские
установки дают свет и тепло // Энергосбережение. М., 2003. №4.
24. Сидоров В.И., Харитонов В.П., Коженков А.И. О серии унифици-
рованных ветроэлектрических агрегатов мощностью от 1 до 100
кВт: Экспресс-информация // ЦБНТИ Минмелиоводхоза СССР.
Серия 5, выпуск 8. М., 1969.
25. Урусов И.Д., Рыжков В.С. и др. Специализированная серия бес-
контактных синхронных генераторов мощностью до 100 кВт для
ветроагрегатов И Доклады Первой Всесоюзной научно-
технической конференции по возобновляемым источникам энер-
гии. Выпуск 2. Ветроэнергетика. М., 1972. С. 90-95.
26. Генераторы синхронные серии СГМВ. Руководство по эксплуата-
ции ИГЯН.526355.001 РЭ. М.: Внешторгиздат, 1991. - 32 с.
267
27. А.С. СССР № 242673. Автоматическая ветроэлектронасосная
установка / Харитонов В.П., Доржинкевич И.Б. и др. И БИ. 1969.
№ 15.
28. Дорошенко Н И., Харитонов В.П., Доржинкевич И.Б., Романов
В.В. Система управления возбуждением генератора ветроэлек-
тронасосной установки малой мощности // Труды Всесоюзного
НИИ электромеханики. Т. 34. Ветроэнергетика. М.: Истринское
отделение ВНИИЭМ, 1970. С.115-120.
29. Харитонов В.П. Экспериментальные характеристики погружного
центробежного электронасоса, агрегатируемого с ветродвигате-
лем//Там же. С. 140-146.
30. Харитонов В.П. Исследование режимов работы автоматизиро-
ванных электронасосных ветроустановок для водоподъема на
пастбищах и оазисного орошения. Автореф. дисс. ... канд. техн,
наук. М., 1974.
31. Гребенюк В.Д. Электродиализ. Киев: Изд-во «Техника», 1976. -
158с.
32. Мишин В.М., Харитонов В.П. Электродиализная опреснительная
установка с энергопитанием от ветроагрегата // Электрохимиче-
ское обессоливание морской и минерализованных вод. Тезисы
докладов Всесоюзного совещания (14-16 апреля 1976 г., г. Бату-
ми). М., 1976.
33. А.С. СССР № 261266 (с приоритетом от 31.05.68). Опреснитель-
ная установка / Харитонов В.П. и др. // Гос. реестр изобретений,
23 октября 1969 г.
34. А.С. СССР № 654076 (с приоритетом от 24.01.72). Электродиа-
лизная опреснительная установка / Харитонов В.П. и др. // Гос.
реестр изобретений, 28 ноября 1978 г.
35. Харитонов В.П., Харитонов Вл.П. Расчет нестационарных про-
цессов электродиализного опреснительного аппарата И Водо-
снабжение и санитарная техника. 1980. № 4. С. 24-26.
36. Харитонов В.П. Ветроэнергетическая опреснительная установка
УВЭВОб-0,5: Экспресс-информация // ЦБНТИ Минводхоза СССР.
Серия 3, выпуск 6. М., 1978.
37. Vinokurov V.K., Chupilko V.A. Distilling wind Powerplant И X Confer-
ence of the International Association of Leithouse Authorities. Tokyo,
1980 (USSR).
38. Коженков А.И., Петров B.M. Автоматизированная ветроэлектри-
ческая станция КСВ-5-61 для катодной защиты магистральных
трубопроводов // Сборник трудов ВНИИЭМ. Т. 34. М., 1970.
268
39. Мишин В.М., Питерский Н.Ф. Ветроэнергетическая установка для
электропитания систем катодной защиты // Экспресс-
информация. Серия 3. выпуск 6. М.: ЦБНТИ Минводхоза СССР,
1978.
40. Абдуллаев М.М. и др. Применение ветроэлектрических агрегатов
совместно с протекторами при катодной защите морских соору-
жений // Коррозия и защита. 1975. №4.
41. Постнов Ю.В., Харитонов В.П., Навозов В.Н. Защита водопрово-
дов от коррозии с применением энергии ветра: Экспресс-
информация И ЦБНТИ Минводхоза СССР. Серия 3, выпуск 4.
М., 1982.
42. Беликов В. Белый магнит Антарктиды И «Известия». 11 марта
1986 г.
43. Lundsager Р., Cristensen C.J. Main Results from Riso's Wind Diesel
Programme 1984-1990 // Riso-M-2906 [EN],
44. Delgado J., Hansen J.C. Running-in and economic re-assessment of
15% penetration in Cape Verde II EWEA special topic conference
«The Economic of Wind energy». 5-7 September 1995. Finland.
45. Sommerville W.M. A Wind turbine greatly improves the power supply
on the Isle // Modern power system. V.5. 1989. №5.
46. Intelligent power systems for decentralized electrification. Compari-
son of a Wind/Diesel/Battery system and conventional Diesel genera-
tor Costs per kWh // SMA Regelsystems GmbH. Niestetal, 1993.
47. Reinmoller-Kringel V.M. Offer №4534: Intelligent Power System for
Koida Mezensky Region based on a Wind/Diesel/Battery system //
SMA Regelsystems GmbH. D-34266 Niestetal, 26.02.97.
48. Атласы ветрового и солнечного климатов России / Под ред.
М.М. Борисенко, В.В. Стадник. - C-Пб.: Изд-во ГГО им. А.И. Во-
ейкова, 1997.
49. Старков АН., Ландберг Л., Безруких П.П., Борисенко М.М. Атлас
ветров России. М.: "Можайск-Терра", 2000. - 560 с.
50. Справочник по климату СССР. Л.: Гидрометеоиздат, 1936-1967.
Ч. III. Тт. 1-34.
51. Метеорологический ежемесячник СССР. М.: Изд-во ВНИГМИ
МЦД, 1966-1994. Ч. 1.
52. Новый агроклиматический справочник. М.: Изд-во ВНИГМИ МЦД,
1986.
53. Милевский В.Ю. Методика исследования скоростных роз и ско-
ростей ветровых роз - диаграмм ветра // Труды ГГО им. А.И. Во-
ейкова. Вып.113. Л.: Гидрометцентр, 1960.
269
54. Рекомендации по определению климатических характеристик
ветроэнергетических ресурсов. Л.: Гидрометеоиздат, 1989. С. 80.
55. Troen I., Petersen E.L. European Wind Atlas П Riso National Labora-
tory, Roskilde. Denmark, 1989. - 656 p.
56. Степанова H.E. Моделирование пространственно-временной
структуры ветра в задаче оптимального использования его энер-
гии. Дисс. ... канд. техн. наук. Одесский гидрометеорологический
институт, 1986. - 280 с.
57. Гарцман Л.Б. Вероятность гололедно-ветровых и температурных
воздействий на ЛЭП. Л.: Гидрометеоиздат, 1987.
58. Бизнес-карта отечественных производителей и разработчиков
ветроэнергетических установок // Ж-л «Эксперт». 2001. №8 (56).
С. 25.
59. Сабинин Г.Х. Вращающиеся анемометры и измерение ими дей-
ствительной скорости ветра. М., 1922.
60. Shrenk О. Uber die Tragheitsfehler des Schalenkreuz-Anemometers
bei Schwankender Windstarke // Zeitschrift fur technische Physik.
1929. №10.
61. Sanuki M. Experiments on the start and stop of Windmill and Cup-
Anemometers with Particular Reference to their over-estimation Fac-
tors // Pap. Met. Geophys. 3. Tokyo, 1952.
62. Оуэр Э. Измерения воздушных потоков. М.-Л., 1935.
63. Суражский Д.Я., Харитонов В.П. Приближенное аналитическое и
машинное решения уравнения движения ветроприемника ане-
мометра//Труды НИИГМ. Вып. 20. 1968. С. 15-20.
64. А.С. СССР № 170225. Винтовое ветроизмерительное устройство
/Харитонов В.П. И БИ. 1965. №8.
65. Харитонов В.П. Винтовой фотоэлектрический анемометр // Ин-
формационные материалы по гидрометеорологическим прибо-
рам. Сборник 35. М.: Гидрометеоиздат, 1968.
66. Фатеев Е.М. Ветродвигатели и ветроустановки. М.: Сельхозгиз,
1956.
67. Golding E.W. The Generation of Electricity by Wind Power. London,
1955.
68. А.С. СССР № 156780. Устройство для измерения средней по
площади сечения скорости воздушного потока / Харитонов В.П.,
Кузнецов А.В., Маринычев В.А. И БИ. 1963. №16.
270
69. Харитонов В.П. Прибор для измерения средней по площади ско-
рости воздушных потоков И Труды Всесоюзного НИИ электроме-
ханики. Т. 23. М-Л., 1966. С. 131-142.
70. Investigation of Potential of Wind Energy Applications in the
Set. Peterburg Region. PA-Energy Ltd, Denmark, November, 1995.
71. Climatic and other external conditions of European North of Russia
and specifications for Arctic Wind Turbines. Moscow: The All-Russian
Research Institute of Electrification of Agriculture, 1998. - 53 p.
72. Winter-Jensen M., Madsen P.N. Meteorological Measurement system
for the Niculino Test Site. Riso National Laboratory. Denmark, 1997.
73. Проект сооружения ветроэнергетического комплекса на базе ВЭУ
типа BWC-10 в д.Ржавки Солнечногорского района Московской
области. М.: ЗАО «Сапсан», 2000. - 25 с.
74. Р 50-605-81-94 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика.
Требования к испытаниям. М., 1995.
75. Recommendation for Wind Turbine Power Curve Measurements.
Riso National Laboratory, Roskilde. Denmark. November 1993.
76. P 50-605-82-94 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика.
Сертификация ветроэнергетических установок. Основные поло-
жения / Разработчики: Безруких П.П., Плущевский М.Б., Харито-
нов В.П. и др. - М.: ВНИИстандарт, 1996.
77. Gevorgian V., Corbus D., Drouilhet. Modeling, Testing and Economic
Analysis of Wind- Electric Battery Station // National Renewable En-
ergy Laboratory, 1617 Cole Boulevard, Golden, Colorado 80401-
3393. July, 1998.
78. Харитонов В.П., Гром Ю.И., Лазарев А Н. Новая ветро-дизельная
электрическая установка И Энергосбережение. 2005. №5.
79. Харитонов В.П., Абрамов Н.Д., Салимов В.Э., Волосов Д.Р. Ана-
лиз характеристик ветроэлектрических установок // Техника в
сельском хозяйстве. 2004. №5.
80. Wind Energy for better world. General terms of sale and delivery of
H-Energiesystemen. B.V.Code: 2798085 FSR / off / Date 10.07.98.
81. European Wind Turbine Catalogue. Energy Centre Denmark. Copen-
hagen, 1994.
82. Алексеев В.В., Нефедова Л.В. Ветроэнергетические программы
Индии // Возобновляемая энергетика. Сборник научных трудов
МГУ. М., 1999. С. 154-163.
83. Патент РФ № 2005918. Электронасосная установка / Абра-
мов Н.Д.//БИ. 1994. №1.
271
84. Абрамов Н.Д., Харитонов В.П. Использование вибрационных
электронасосов с возобновляемыми источниками энергии // Тех-
ника в сельском хозяйстве. 2000. №5.
85. Справочник по планированию сельского хозяйства / Сост.:
А.Ф. Серков, А.И. Мачехин. - М.: Колос, 1981. - 496 с.
86. Ветроагрегаты и ветроустановки. Методы расчета экономической
эффективности СТП ЗЗГА-2-78. М.: НПО «Ветроэн», 1978.
87. ГОСТ 23729-88. Техника сельскохозяйственная. Методы эконо-
мической оценки специализированных машин.
88. Харитонов В.П. Оптимизация размеров ветроустановок: Экс-
пресс-информация И ЦБНТИ Минводхоза СССР. Серия 3. Об-
воднение и сельскохозяйственное водоснабжение. Выпуск 8.
М„ 1985.
89. Bollmeier W.S., Butterfield С.Р., Cingo R.P. Small wind Systems
Technology Assessment, State Art and near term Gouls. // Rockwell
International Energy Systems Group. Golden. Colorado. 1980. -
85 р.(англ.).
90. Харитонов В.П. Результаты испытаний новых ветроагрегатов
малой мощности в зарубежных странах: Экспресс-информация И
ЦБНТИ Минводхоза СССР. Серия 7. Мелиорация и водное хо-
зяйство за рубежом. Выпуск 16. М., 1985.
91. Healy T.J., Dodge D.M. Design lessons from US DOE Small wind
Systems development projects П 4-th Int. Symp. wind Energy Sys-
tems. Stockholm, 21-24 Sept. 1982, vol 1. Granfield s.a. 351-363.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.................................................... 3
Глава 1. Краткий обзор развития ветроэнергетики............. 5
1.1. Развитие ветроэнергетики в предвоенные годы............... 5
1.2. Применение ветродвигателей в сельском хозяйстве в 50-е годы 7
1.3. Разработки ВЭУ автономного использования................. 10
1.4. Состояние ветроэнергетики после распада СССР............. 15
1.5. Перспективы развития сельской ветроэнергетики............ 16
Глава 2. Характеристики и устройство крыльчатых
ветродвигателей............................................... 18
2.1. Принцип работы крыльчатых ветродвигателей................ 18
2.2. Аэродинамические характеристики ветроколес............... 20
2.3. Устройство ветродвигателей............................... 23
Глава 3. Исследование условий рационального
агрегатирования автономных ВЭУ................................ 34
3.1. Ветроустановки с частотным регулированием напряжения
генератора................................................. 34
3.2. Ветроустановки с переменной частотой генерации импульсов. 38
3.3. Исследование работы ветроагрегатов при порывистом ветре.. 40
Глава 4. Опыт разработки автономных ветроустановок.... 46
4.1. ВЭС для оазисного орошения производительностью до 150 м3/ч 46
4.2. Новая серия генераторов для ВЭУ автономного применения... 48
4.3. Разработка ветроэлектрической водоподъемной установки
УВЭУ-(1-4)-6............................................... 50
4.4. Ветроэлектрические водоопреснительные установки.......... 59
4.5. Установки для электрохимической защиты трубопроводов
от коррозии................................................ 75
4.6. Использование ветроэлектрических агрегатов
для производства тепла......................................... 80
273
Глава 5. Ветродизельные установки ......................... 86
5.1. Основные результаты исследований Дании по ВДУ
автономного применения........................................ 86
5.2. ВДУ с микропроцессорным управлением...................... 92
5.3. Выбор схем ВДУ, перспективных для автономного
электроснабжения........................................... 99
Глава 6. Выбор мест дли размещения ВЭУ с оценкой возможной
выработки энергии............................................ 101
6.1. Ветровая энергия и ее особенности....................... 101
6.2. Режимы работы ВЭУ автономного применения................ 106
6.3. Источники информации по результатам измерений
скорости ветра............................................ 109
6.4. Определение параметров распределения скоростей
ветра по Вейбуллу........................................ 111
6.5. Изменение скорости ветра в зависимости от масштаба
класса открытости местности.............................. 114
6.6. Требования к выбору мест размещения ВЭУ................. 117
6.7. Расчет выработки энергии ВЭУ с использованием данных
наблюдений на метеостанциях............................... 118
6.8. Учет характеристик открытости места размещения
ВЭУ в расчетах выработки энергии.......................... 121
6.9. Оценка возможной выработки энергии ВЭУ.................. 125
Глава 7. Совершенствование экспериментальной базы
для испытаний ветроустановок................................. 130
7.1. Теоретическое исследование погрешностей чашечных
и крыльчатых анемометров.................................. 130
7.2. Ветроизмерительные устройства и приборы с фото-
электрическими преобразователями.......................... 137
7.3. Трехканальный цифровой интегратор для испытаний ВЭУ..... 143
7.4. Исследование ветровых условий ветрополигона ВИЭСХ....... 146
Глава 8. Современные ветроэлектрические и ветро-дизельные ус-
тановки малой мощности и способы их совершенствова-
ния.......................................................... 159
8.1. Опыт применения ветроэнергетических комплексов типа BWC.... 159
8.2. Основные виды испытаний ВЭУ и организация
их проведения............................................. 169
274
8.3. Экспериментальные исследования ВЭУ BWC-1500............ 172
8.4. Экспериментальные исследования ВЭУ-1500 ............... 177
8.5. Испытания опытного образца ВЭА мощностью 10 кВт........ 181
8.6. Комбинированная солнечно-ветродизельная (бензиновая)
электростанция мощностью 1,5 кВт............................ 188
8.7. Блок-схемы ВДУ......................................... 197
8.8. Характеристики ряда зарубежных ВЭУ малой мощности...... 202
8.9. Электронасосная система для работы с ВЭУ и фото-
электрическими установками.................................. 206
Глава 9. Технико-экономические показатели ветро-
электрических установок..................................... 211
9.1. Методика расчета экономической эффективности
ветроустановок.............................................. 211
9.2. Технико-экономическое обоснование использования
ветроустановок мощностью 250 кВт............................ 218
9.3. Экономические показатели ВЭУ различных размеров........ 224
Приложения............................................... 230
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Термины и определения ветроэнергетики......... 230
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Примеры регистрации скорости ветра
на ветрополигоне ВИЭСХ при использовании метеостанции
системы Аандераа............................................ 235
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Примеры регистрации атмосферного давления
и температуры............................................... 239
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Таблицы повторяемости скоростей ветра
распределения по Вейбуллу (7=1.0--2.0)...................... 241
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Обобщенные характеристики ветра по данным
ВНИГМИ МЦД (для V, ст, Cv), результаты расчета параметров рас-
пределения Вейбулла (у, Р) и данные по масштабу класса открыто-
сти М для 550 метеостанций (357 в России)................... 251
ЛИТЕРАТУРА.................................................. 266
275