WO2016010450A1 - Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты) - Google Patents

Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты) Download PDF

Info

Publication number
WO2016010450A1
WO2016010450A1 PCT/RU2014/000579 RU2014000579W WO2016010450A1 WO 2016010450 A1 WO2016010450 A1 WO 2016010450A1 RU 2014000579 W RU2014000579 W RU 2014000579W WO 2016010450 A1 WO2016010450 A1 WO 2016010450A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
rotor
wind
blades
installation
turbine
Prior art date
Application number
PCT/RU2014/000579
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Анатолий Георгиевич БАКАНОВ
Елена Львовна ТИХОНОВА
Original Assignee
Анатолий Георгиевич БАКАНОВ
Елена Львовна ТИХОНОВА
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2014129095/06A external-priority patent/RU2574194C1/ru
Application filed by Анатолий Георгиевич БАКАНОВ, Елена Львовна ТИХОНОВА filed Critical Анатолий Георгиевич БАКАНОВ
Priority to US15/326,535 priority Critical patent/US10451029B2/en
Publication of WO2016010450A1 publication Critical patent/WO2016010450A1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor 
    • F03D1/02—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor  having a plurality of rotors
    • F03D1/025—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor  having a plurality of rotors coaxially arranged
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D15/00—Transmission of mechanical power
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0204—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor for orientation in relation to wind direction
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D80/00—Details, components or accessories not provided for in groups F03D1/00 - F03D17/00
    • F03D80/70—Bearing or lubricating arrangements
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D80/00—Details, components or accessories not provided for in groups F03D1/00 - F03D17/00
    • F03D80/80—Arrangement of components within nacelles or towers
    • F03D80/88—Arrangement of components within nacelles or towers of mechanical components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F03D9/255—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D15/00—Transmission of mechanical power
    • F03D15/10—Transmission of mechanical power using gearing not limited to rotary motion, e.g. with oscillating or reciprocating members
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/40—Transmission of power
    • F05B2260/403—Transmission of power through the shape of the drive components
    • F05B2260/4031—Transmission of power through the shape of the drive components as in toothed gearing
    • F05B2260/40311—Transmission of power through the shape of the drive components as in toothed gearing of the epicyclic, planetary or differential type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16H—GEARING
    • F16H1/00—Toothed gearings for conveying rotary motion
    • F16H1/28—Toothed gearings for conveying rotary motion with gears having orbital motion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16H—GEARING
    • F16H37/00—Combinations of mechanical gearings, not provided for in groups F16H1/00 - F16H35/00
    • F16H37/02—Combinations of mechanical gearings, not provided for in groups F16H1/00 - F16H35/00 comprising essentially only toothed or friction gearings
    • F16H37/04—Combinations of toothed gearings only
    • F16H37/041—Combinations of toothed gearings only for conveying rotary motion with constant gear ratio
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the invention relates to wind turbine propeller-type installations with a horizontal axis.
  • the main one is that there is a biased assumption - the power of a wind turbine weakly depends on the number of blades, but depends only on the area swept by the blades.
  • the Betz curve and its postulate about the maximum theoretical wind energy utilization factor of 0.5926 are used.
  • the figure 1 shows the theoretical curves of the coefficient of utilization of wind energy by an ideal wind turbine.
  • the ripple frequency is in the zone of dangerous infrasound 0-H2 Hz.
  • the ear perceives fluctuations in the range of 16-20000 Hz.
  • Unpleasant consequences are caused not only by excessive noise in the audible range of vibrations, but also by infrasound in the range of 16 Hz to 0.001 Hz that is not perceived by the human ear.
  • Infrasound causes nervous tension, malaise, dizziness, changes in the activity of internal organs, especially the nervous and cardiovascular systems. The most dangerous is the interval from 6 to 9 Hz.
  • the rotors In a two-rotor turbine, the rotors usually rotate in different directions.
  • the pressure pulsation frequency is higher than in a single-rotor turbine. Infrasound from the influence of the tower does not arise. However, pressure pulsations result from the influence of the blades of one rotor on the blades of another.
  • An arbitrary choice of the number of blades in the rotors can lead to the effect of acoustic beats. Therefore, the numbers of rotor blades should not be identical factors. For example: one row of blades has 4 blades, the second row has 2 blades. The common factor is 2. Or one rotor has 6 blades, and the second 3. The common factor - 3. In both cases, the occurrence of infrasound with a frequency of 4-6 Hz.
  • the phenomenon of acoustic beats can be excluded if the number of blades of one rotor is equal to Z, and the other (Z + 1).
  • a device according to the patent [JP 2005036749 A 02/10/2005] of claim 1 of the patent is known.
  • a horizontal axis turbine a rotor with a variable speed of rotation and the possibility of turning in azimuth, depending on the wind speed.
  • the wind turbine is equipped with measuring and recording azimuth angle, rotation speed, time recording and low-frequency noise measurement system.
  • JP 2005036749 A both in the claims and the description, refers to low-frequency noise.
  • the patent has nothing to do with the method of preventing or eliminating infrasound. Methods of reducing the effect of low-frequency noise on a specific area by rotating the noise vector or by reducing the speed of the wind turbine or the operating time are indicated. There are concepts - “infrasound” (infrasound) and low-frequency noise (low-frequency noise).
  • a wind power installation including a wind turbine with two coaxial multi-blade wind wheels with a horizontal axis and a rotary housing with an electric generator and a multiplier located on the tower.
  • the multiplier is connected to the shaft of the electric generator and the shafts of the wind wheels.
  • Wind wheels are equipped with a control system for the installation angles of the blades.
  • Wind wheels are installed on one side of the axis of rotation of the body on coaxial shafts and are made with the number of blades selected from the condition ⁇ , ⁇ ⁇ 2 > f / co c , where Z ⁇ and z 2 are the number of blades on the first and second wind wheels, respectively; f is the safe frequency of infrasound, at least 10 Hz; ⁇ - ⁇ + ⁇ 2 is the relative frequency of rotation of the wind turbine, ⁇ 0
  • Two-rotor units use planetary gears as multipliers that are installed in transmissions between wind turbine wheels and electric generators.
  • Planetary gears having moving three shafts are commonly called differentials.
  • FIG. 2 Reduced turbine speed with decreasing wind speed
  • FIG. 3 Change in speed of a special 3 - shaft planetary
  • the generator automatically switches to electric motor mode powered by a central power supply. Power generation stops. This usually occurs at wind speeds of less than 20-25% of the nominal value.
  • Such kinematics has only one degree of freedom and turns a functionally two-rotor system into a single-rotor system, with dependent proprietary rotors rotating in different directions. Stopping any link stops the entire system. It is physically impossible to maintain a constant number of rotor revolutions when the wind speed changes due to the rotation of the blades with this design.
  • the kit includes a planetary type multiplier and a special braking mechanism for the entire system.
  • the device uses a simple planetary satellite mechanism. When the wind speed decreases below the nominal, by about 20%, the rotor speed also decreases. Accordingly, the generator speed is reduced with all the undesirable effects.
  • JP 2007321659 A, December 13, 2007, proposes a two-rotor installation in which coaxial 3-blade rotors rotate in one direction. In fact, this is one rotor in which one turbine wheel rotates relative to another by a certain angle, depending on the wind speed. It is assumed that in this way you can achieve higher wind energy efficiency. A device for moving one wheel relative to another is described.
  • a two-rotor turbine has a serious structural problem - the inner shaft is thinner than the outer shaft.
  • the inner shaft lengthens. The distance between the rotors increases. The deflection of the shaft increases, the strength decreases.
  • the layout of existing wind turbines is quite the same.
  • the electric generator is installed in the engine nacelle.
  • the nacelle rotates on the axis of the tower depending on the direction of the wind.
  • a cable descends from a generator down a fixed tower.
  • the nacelle rotates, the cable twists. It is necessary to do either automation for the cable unwinding by the counter-rotation of the nacelle, or special current collectors are installed in the cable section. In any case, this is a problem that reduces the reliability of the system, increasing the cost of installation and maintenance.
  • the technical result is an increase in the efficiency of use of wind energy, an increase in the generation of electricity, a decrease in the time for servicing, a simplification of manufacturing and operation, an increase in reliability and a resource.
  • the technical result is achieved by using each of the two-rotor wind turbines.
  • Figures 4 and 5 show variants of a two-rotor wind power installation, which differs from other new solutions.
  • the wind power installation includes a tower 1, on which a rotary platform 2 is installed through a bearing.
  • Two rotary platforms of a wind turbine, a mechanical gear multiplier, a three-shaft gear reducer and an electric generator on the platform or on the top of the tower are placed on the rotary platform.
  • Each turbine rotor consists of a shaft 9, 10, on one end of which a wind wheel bushing 3, 4 with blades 5 and rotation systems of the blades 8 is fixed, and the other end of the shaft is connected to the input shaft of the multiplier 13.
  • the rotors are mounted on bearings 6, 1 1, 12
  • the front bearing 6 of the inner shaft is located in a special spacer 7, which is connected to the flange of the sleeve of the second wind wheel, which is one of the design features.
  • the blades of the first rotor automatically rotate at the command angle by the command of the control system, which corresponds to the wind speed at a given time.
  • the blades of the second wind wheel are rotated at such an angle of installation in order to keep the generator speed constant.
  • An electric generator 20 in a variant of a two-rotor wind power installation (Fig. 4) is located in the upper part of the tower.
  • the stator of the electric generator is fixed on extensions to the walls of the tower.
  • the electric generator drive in a variant of a two-rotor wind power installation when it is placed on a rotary platform (Fig. 5), comes from the output shaft of a 3-shaft gear 16.
  • the electric generator is located horizontally and rotates with the rotary platform.
  • the multiplier is a gear mechanism, the kinematic scheme of which provides an independent transmission of power and movement from each turbine and to a summing 3-shaft gearbox.
  • the multiplier circuit is shown in FIG. 6. A similar dual mechanism for two-rotor wind turbines is unknown to the authors.
  • Slow-moving carrier shafts of the multiplier 3, 4 of FIG. 6 are connected to the shafts of the windwheels by gear couplings 1, 2, placed one inside the other, compensating for the small displacements of the axes of the shafts and capable of transmitting high torques with relatively small dimensions. Compensation of the displacements of the shafts is achieved by skewing the gear sleeve relative to the toothed ring due to lateral clearances and the spherical surface of the outer teeth.
  • the multiplier increases the speed of low-speed internal and external wind wheels from 30 rpm (operating speed) to the generator speed.
  • the multiplier is integrated into a common cylindrical housing 10 in which bearing bearings and nodes 16, 17, 18 of the external and internal drive shafts are located, transmitting torque from the wind wheels through a planetary gear system and a simple gear system to the generator shaft.
  • a planetary gear system and a simple gear system to the generator shaft.
  • the planetary and simple gears of the inner shaft repeat the planetary and 00579
  • the bearing bearings of the outer drive shaft 1 1, 12 are located in the left half housing of the multiplier.
  • the left bearing support of the inner carrier shaft 14 is built into the inner wall of the outer carrier shaft, and the right bearing bearing 15 is located in the right half of the multiplier.
  • the central wheel with inner teeth 7 of the planetary gear of the outer shaft is fixedly mounted in the left half-housing of the multiplier, the satellites 5 are fixed on the bearing bearings 13, in the bores of the outer drive shaft and are engaged by the teeth with the central large wheel with internal teeth and the central small twin gear wheel with external teeth 6
  • the torque through the second ring is transmitted to the gear of the input inner shaft of the three-shaft gear reducer.
  • the carrier is a prefabricated structure, made integral with the shaft and is one of the main links of the planetary gear, in which the axis of the satellites are fixed.
  • the load distribution among the satellites, the bearing capacity of the multiplier, the level of noise and vibration depend on the high accuracy of coordination of the holes for installing the satellite axes in the carrier.
  • the central wheel with internal teeth 7 of the planetary gear of the internal shaft is fixedly mounted in the right half of the multiplier, and the satellites 5 are fixed on the bearing bearings 13, in the bores of the internal drive shaft and are engaged by teeth with the central large wheel with internal teeth and the central small double-crown wheel with external teeth 6. Torque through the second crown is transmitted to the gear of the input outer shaft of the three-shaft gear reducer.
  • the multiplier is equipped with an independent lubrication system with oil cooling, a pump and related devices.
  • the axis of the rotor of the generator coincides with the central axis of the tower.
  • the output shaft of the three-shaft gearbox through the intermediate transmission shaft 17, the angular gearbox 18 and the rotary coupling transfers power to the shaft of the generator 19.
  • the blades of the turbine are a rotating wing profile.
  • the blade shell forming the aerodynamic surface is made of carbon - carbon composite materials (carbon).
  • FIG. 1 shows the theoretical flow curves of wind energy utilization factors.
  • the maximum coefficient of utilization of wind energy according to the Betz curve is 0.5926, while the cross-sectional area in the turbine for the wind flow is about 67% of the area of the swept surface. For existing wind turbines, the flow area is 92-94%.
  • the proposed wind turbine is based on the application of the curve of E. Tikhonova, shown in FIG. 1 (see Example 1).
  • the curve of E. Tikhonova or the graph of E. Tikhonova is based on the assumption that under the action of the air flow on the turbine there is the effect of ejection of air, which passes through the turbine disk, air streams flowing around the turbine disk. As a result of this, the air pressure behind the turbine decreases, and the power of the turbine increases.
  • the proportion of the area of the passage section adopted 0.55. Based on the size of the passage section, the number of blades, their aerodynamic profile and geometry are established.
  • FIG. 7 a vane bearing arrangement is shown.
  • the shank of the blade 1 is installed in the sleeve 2 of the hub of the wind wheel 3.
  • In the sleeve are two plain bearings, consisting of ceramic bushings 4 and the friction surface on the shank of the blade.
  • solid lubricant 5 based on metal dichalcogenides was used in combination with a ceramic sleeve.
  • Standard designs use grease or liquid. Both require periodic replacement, which complicates and increases the cost of service. There are problems with grease leakage.
  • the use of solid lubricated plain bearings eliminates a lot of operational problems: no fluid or grease feed system is required, no periodic maintenance, no frequent grease change.
  • the electric generator is not located in a turntable, as in other wind turbines, but in a tower. An embodiment of the generator is shown in FIG. four.
  • the generator is attached to the tower structure, the axis of its rotor coincides with the axis of rotation of the support bearing of the turntable.
  • Power cables exit the generator and are laid vertically on the inner surface of the tower. The reliability of the cables is ensured by the fact that the cables do not twist when the platform is rotated to any angle.
  • the rotor drive of the generator comes from the multiplier through an angular gearbox, the axis of the output rotor of which is located on the axis of the bearing of the turntable.
  • Angular housing the gearbox is fixed to the turntable and rotates when the wind vector changes with it.
  • a coupling is installed between the output shaft of the angular gearbox and the shaft of the electric generator, which compensates for some misalignment of the shafts.
  • the input shaft of the angular gearbox is connected by a transmission shaft with a multiplier.
  • the multiplier is a dual gear mechanism. Both circuits operate independently of each other. Torque from the second rotor of the turbine flows to the first circuit, the moment from the first rotor is transmitted to the second circuit.
  • Each circuit consists of a planetary satellite mechanism with a braked crown wheel and a gear train of two wheels whose axes are fixed. A similar scheme was not used in the construction of wind power plants.
  • This installation has a device that provides the most important functions for wind turbines.
  • This is a three-shaft gearbox (16 according to the scheme of Fig. 4). It is designed to maintain constant revolutions of the output shaft when changing revolutions of 2 input coaxial shafts.
  • the gearbox is a gear mechanism.
  • FIG. 8 Kinematic diagram of a 3-shaft differential gearbox.
  • the carrier 7 is rigidly connected to the internal input shaft 1 and to the wheel 7 having an external gear ring 10.
  • An intermediate gear ring 10 with internal and external teeth is installed between the satellites 3 and 8.
  • Gear 6, with a fixed axis, is designed to change the direction of rotation of the carrier 5 relative to the carrier 7.
  • the outer input shaft 2, coaxial to the shaft 1, has a crown 3 with internal teeth.
  • the output Central gear 9 is engaged with the satellites 8. In fact, this mechanism is a differential.
  • a and B are constant coefficients depending on
  • K is a constant coefficient, which depends on the kinematic scheme of the mechanism
  • the number of blades in each rotor is selected by the condition: the number of blades of one rotor ⁇ , the number of blades of the other rotor (z + 1).
  • the shaft of the outer rotor 10 (Fig. 5) is mounted on two rolling bearings 1 1 or 12, which are located in the motor frame of the rotary platform 2.
  • the inner shaft 9 is also mounted on two bearings 6 and 12a.
  • the inner shaft protrudes relative to the end face of the sleeve 3 of the outer rotor by 2.5-3 m.
  • the cantilever overhang of the inner shaft can reach significant values with the mass of the front sleeve with blades of 6-7 tons.
  • the outer shaft is artificially lengthened by installing a cylindrical spacer 7, which is bolted to the flange of the second sleeve. Bearing 6 is placed at the end of the rotating spacer.
  • Bearing 6 becomes the front support of the inner shaft.
  • the console of the inner shaft is reduced from 3 m to 0.5 m.
  • each of the rotors is independent of the other and can rotate independently.
  • a special control system for the angles of installation of the blades using 2-controllers has been developed.
  • One the regulator changes the angle of installation of the blades of its rotor in direct proportion to wind speed.
  • ⁇ , f (u), where ⁇ is the angle of installation of the blades of one rotor;
  • the feedback signal from the encoder angle sensor which measures the current position of the blade, enters the wind speed measurement system.
  • const is a constant
  • the main air flow passes by the active working sections of the disk with a speed of V 0 .
  • the turbine stream passing through the disk enters the main ejection stream.
  • the turbine flow velocity V] and the mixed flow velocity V 3 are less than the main flow velocity Vo.
  • V 4 KV 0 ⁇ 0.91 V 0
  • the figure 9 shows a diagram of the energy exchange between the main and turbine flows.
  • the graph of the change ⁇ is shown in figure 10 (Graph of the theoretical KIEV of an ideal windmill taking into account the ejection effect).
  • the shape of the blade is rectangular, with a constant chord
  • test bench The kinematic diagram of the test bench is shown in FIG. eleven.
  • the generator is mounted on rolling bearings and has the ability to rotate around the axis of its rotor.
  • the moment at the generator stator through the balancing lever is transferred to the balance 3.
  • the system is damped by the hydraulic shock absorber 4.
  • the power is calculated through the torque and the number of revolutions of the generator rotor according to the InS-B-16/1 methodology. Additionally, the power triggered by the quenching resistances 7 is controlled.
  • the equipment is connected in accordance with the InS-B- methodology.
  • FIG. 12 Power change of 2 x rotary wind turbine versus wind speed
  • FIG. 13 Dependence of the coefficient of wind energy use on the number Re
  • Example 2 Recommend the results of testing the layout to clarify the methodology for calculating wind turbines.
  • the basis of Example 2 is the results of tests by the authors of samples of wind turbines for a two-rotor power plant.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Изобретение относится к ветротурбиным установкам пропеллерного типа с горизонтальной осью. Все варианты установок включают размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор. Дополнительно в конструкции установок внесены усовершенствования позволяющие повысить эффективность использования энергии ветра, увеличить выработку электроэнергии, уменьшить время сервисного обслуживания, упростить изготовление и эксплуатацию, повысить надежность и ресурса, избавиться от инфразвука.

Description

Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты)
Изобретение относится к ветротурбиным установкам пропеллерного типа с горизонтальной осью.
Существующие мощные ветроэнергетические установки имеют турбину с 3-мя лопастями и одним ротором. Каждая лопасть крепится к втулке через подшипник качения большого диаметра. Такая конструкция не позволяет увеличить число лопастей в роторе. Больше 3-х лопастей во втулке не размещается. В 3-х - лопастных турбинах низкая эффективность использования энергии ветра, около 26 %.
Есть несколько причин снижения эффективности. Основная из них заключается в том, что существует предвзятое допущение - мощность ветротурбины слабо зависит от числа лопастей, а зависит только от ометаемой лопастями площади. При проектировании турбин используется кривая Бетца и его постулат о максимальном теоретическом коэффициенте использования энергии ветра, равном 0,5926. На фигуре 1 показаны теоретические кривые коэффициента использования энергии ветра идеальной ветротурбиной.
ξ - коэффициент использования энергии ветра
Vi , V0 - скорость потока ветра через турбину и на входе в турбину В своей диссертации А. Бетц рассматривал изменение кинетической энергии воздушного потока в профилированном канале с условными стенками. Он не принимал во внимание массо-энергообмен турбинного воздуха с окружающим потоком воздуха. Снижение эффективности однороторных 3-х - лопастных турбин происходит еще из-за того, что за вращающимся ротором возникает вращающийся поток воздуха, который снижает величину перепада воздушного давления на роторе и, следовательно, снижает мощность турбины.
Небольшое число лопастей приводит к появлению низкочастотных пульсаций давления воздуха. Частота пульсаций находится в зоне опасного инфразвука 0-Н2 Гц. Пульсации в однороторной турбине возникают в моменты прохождения лопасти мимо башни. Обычно слух воспринимает колебания в пределах 16-20000 Гц. Неприятные последствия вызывает не только чрезмерный шум в слышимом диапазоне колебаний, но и инфразвук в не воспринимаемых слухом человека диапазоне от 16 Гц до 0.001 Гц. Инфразвук вызывает нервное перенапряжение, недомогание, головокружение, изменение деятельности внутренних органов, особенно нервной и сердечно-сосудистой систем. Самым опасным считается промежуток от 6 до 9 Гц. Значительные психотропные эффекты сильнее всего проявляются на частоте 7 Гц, созвучной альфа-ритму природных колебаний мозга. Причем любая умственная работа в этом случае делается невозможной. Звук малой интенсивности вызывает тошноту и звон в ушах, а также ухудшение зрения и безотчетный страх. Звук средней интенсивности расстраивает органы пищеварения и мозг, рождая паралич, общую слабость, а, иногда, слепоту.
Пульсации давления и, следовательно, скорости приводят к некоторой потере мощности из-за циклического уменьшения перепада давления на колесе ветротурбины. Потеря мощности может составлять 2-5 % от ее теоретического значения. Исследования Массачусетского университета показывают, что значительна часть энергии шума находится в диапазоне звуковых частот от 0 до 20 Гц, что видно из примера 3. Поэтому с экономических и экологических позиций целесообразно устранить инфразвук.
Техническими решениями по устранению причины возникновения низкочастотных колебаний при работе ветроэнергетических установок (ВЭУ) могут быть увеличение числа лопастей или повышение скорости вращения ветроколеса.
В двухроторной турбине роторы, как правило, вращаются в разные стороны. Частота пульсаций давления выше, чем в однороторной турбине. Инфразвук от влияния башни не возникает. Однако пульсации давления происходят от влияния лопастей одного ротора на лопасти другого. Произвольный выбор числа лопастей в роторах может привести к эффекту акустических биений. Поэтому в числах лопастей роторов не должно быть одинаковых сомножителей. Например: один ряд лопастей имеет 4 лопасти, второй ряд имеет 2 лопасти. Общий сомножитель равен 2. Или один ротор имеет 6 лопастей, а второй 3. Общий сомножитель - 3. В обоих случаях возможно возникновение инфразвука частотой 4-6 Гц.
Явление акустических биений можно исключить, если число лопастей одного ротора равно Z, а другого (Z+ 1).
Известно устройство по патенту [JP 2005036749 А 10.02.2005] п.1 патента. В горизонтальноосевой турбине ротор с переменной скоростью вращения и возможностью поворота по азимуту, в зависимости от скорости ветра. Ветротурбина оснащена средствами измерения и записи угла азимута, скорости вращения, записи времени и системой измерения низкочастотного шума.
п.2 патента. Ветротурбина по п.1 со средствами управления скоростью вращения ротора.
п.З патента. Ветротурбина по п.1 , в которой управление скоростью производится в определенное время.
п.4 патента. Ветротурбина по п.1 , в которой устройства управляют углом азимута и оборотами ротора, в зависимости от конкретного низкочастотного шума.
п.5 патента. Ветротурбина по п.1, в которой управление скоростью производится для конкретного района, с подветренной или наветренной стороны.
п.6 патента. Ветротурбина по п.1, в которой скорость вращения уменьшается в определенное время в конкретном регионе для подавления низкочастотного шума.
В патенте JP 2005036749 А, как в пунктах формулы, так и в описании говорится о низкочастотном шуме. Никакого отношения к способу предотвращения или устранения инфразвука патент не имеет. Указаны способы уменьшения действия низкочастотного шума на конкретную местность за счет поворота вектора шумового воздействия либо за счет уменьшения оборотов ветротурбины или времени функционирования. Существуют понятия - «инфразвук» (infrasound) и низкочастотный шум (low-frequency noise).
Сегодня наличие инфразвука на всех ветроустановках является серьезной экологической проблемой.
В патенте RU 2463475 С2 10.10.2012, представлена ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными многолопастными ветроколесами с горизонтальной осью и поворотный корпус с электрогенератором и мультипликатором. Мультипликатор связан с валом электрического генератора и валами ветроколес. Ветроколеса снабжены системой управления углами установки лопастей. Ветроколеса установлены по одну сторону от оси вращения корпуса на коаксиальных валах и выполнены с количеством лопастей, выбранным из условия ζ, ·ζ2 > f/coc, где Z \ и z2 - количество лопастей на первом и втором ветроколесах соответственно; f - безопасная частота инфразвука, не менее 10 Гц; ως-ωι +ω2 - относительная частота вращения ветротурбины, С0 | и ω2 - частота вращения первого и второго ветроколеса, об/с.
Недостатки его в следующем. Формула по оптимизации количества лопастей, для исключения возникновения инфразвука, не учитывает возможность возникновения акустических биений с частотой диапазона инфразвука. Акустические биения могут появиться из-за совпадения фаз положения 2-х и более лопастей.
На ветроэнергетических установках, у которых выработанная электроэнергия передается в электрические сети, устанавливаются электрогенераторы переменного 3-х фазного тока. Их разнообразие сводится к двум типам - синхронные генераторы, и асинхронные генераторы. И в том и другом варианте, как правило, между ветротурбиной и генератором устанавливаются мультипликаторы механического типа, с зубчатым зацеплением. Качественные характеристики вырабатываемого электротока и оптимальное использование энергии ветра требуют постоянства числа оборотов ротора электрогенератора. Постоянные обороты легко обеспечиваются, если скорость ветра номинальная или выше номинальной. Происходит это за счет автоматического поворота лопастей турбины. Если скорость ветра снижается до 10 м/с и ниже, то поддерживать число оборотов генератора постоянными становится проблемой. В ВЭУ появляются дополнительные сложные электронные устройства в виде преобразователей частоты, выходной сигнал из которых не очень соответствует частотной гармонике электросети.
В двухроторных установках используют планетарные зубчатые передачи в качестве мультипликаторов, которые устанавливаются в трансмиссиях между ветротурбинными колесами и электрогенераторами. Планетарные передачи, имеющие подвижных три вала обычно называют дифференциалами.
Все существующие дифференциалы имеют одну закономерность. При постоянном числе оборотов какого-то вала другие валы вращаются в зависимости от величины момента, приложенного к каждому валу. Если число оборотов одного вала увеличивается, то другого вала уменьшается. И наоборот. Рассмотрим применение такого дифференциала в контроторной ветротурбины. При уменьшении скорости ветра количество ветровой энергии, передаваемой лопастями турбины, также уменьшается. Обороты роторов турбины начинают снижаться. Автоматика управления углами установки лопастей несколько замедляет снижение оборотов, но полностью восстановить их не может.
Эти процессы показаны для наглядности на фиг. 2 и 3.
Фиг. 2 - Снижение оборотов турбины с уменьшением скорости ветра Фиг. 3 - Изменение оборотов специального 3-х - вального планетарного
механизма (дифференциала).
При уменьшении скорости ветра обороты турбины начинают уменьшаться, на втором роторе 2 обороты уменьшаются чуть интенсивнее, чем на первом 1 (поясняющий фиг. 2). При падении оборотов любого вала, например первого 1 , для того чтобы сохранить обороты генератора постоянными, надо увеличить обороты 2 второго вала (поясняющий фиг. 3). Но это невозможно, так как энергия воздушного потока, с уменьшением скорости ветра также уменьшается.
Если обороты ротора генератора падают с уменьшением скорости ветра, то генератор автоматически переходит в режим электродвигателя с питанием от центральной электросети. Выработка электроэнергии прекращается. Обычно это происходит на скоростях ветра менее 20-25 % от номинального значения.
Нужно устройство, которое поддерживало бы обороты генератора до самых малых скоростей ветра, что обеспечивало бы высокую выработку электроэнергии.
Известно установка по патенту FR 2589201А1 30.04.1987. Ветроустановка с двумя рядами роторов противоположного вращения, которая, п. 1 патента, состоит из:
1 ) опоры;
2) двух свободно вращающихся роторов с лопастями и механизмом регулирования их положения;
3) лопаточного прибора, который использует энергию ветра для поворота лопастей.
п.2 патента. Установка по п.1 , в лопаточном приборе, которого используется шарико-винтовая пара.
п.З патента. Установка по п.1 и 2 с устройствами, преобразующими продольное перемещение лопаточного прибора в круговое движение цапф лопастей.
п.4 патента. Согласно п. п. 1 ,2,3 верхний (передний) ротор, свободно вращается относительно нижнего (заднего), а нижний ротор свободно вращается относительно выходного вала.
Однако, приведенная конструктивная схема не соответствует этому утверждению. Верхний ротор с нижним ротором и нижний с выходным валом соединены шестеренчатыми передачами, с неподвижными осями.
Поэтому свободно вращаться ротора просто не могут. Крутящий момент с верхнего ротора через зубчатый перебор, передается на нижний ротор, затем через зубчатый перебор передается на выходной вал.
Такая кинематика имеет только одну степень свободы и функционально двухроторную систему превращает в однороторную, с зависимыми несвободными роторами, вращающимися в разные стороны. Остановка любого звена останавливает всю систему. Поддержать постоянное число оборотов роторов при изменении скорости ветра за счет поворота лопастей при такой конструкции физически невозможно.
п.5 патента FR2589201A1 . Патентуется зубчатая передача по п.4. между верхним и нижним ротором и выходным валом.
В тексте описания есть фразы «способствует сохранению скорости вращения роторов, независимо от изменения скорости ветра», «почти постоянное число оборотов», «Этому способствует вращение лопастей вокруг своих осей» и проч. Такие заявления являются результатом общих рассуждений. Предложенная конструктивная схема передачи от роторов турбин к валу не может обеспечить постоянство числа оборотов выходного вала.
Известно устройство ветроустановки по патенту US 2006/0093482 А1 04.05.2006.
Это двухроторная турбина с соосными роторами. В комплект входит мультипликатор планетарного типа и специальный механизм торможения всей системы.
В устройстве применен простой планетарный сателлитный механизм. При снижении скорости ветра ниже номинальной, примерно на 20 %, обороты роторов также снижаются. Соответственно, уменьшаются обороты генератора со всеми нежелательными явлениями.
В патенте JP 2007321659 А 13.12.2007 предлагается двухроторная установка, в которой соосные 3-х - лопастные роторы вращаются в одну сторону. Фактически это один ротор, в котором одно турбинное колесо поворачивается относительно другого на определенный угол, в зависимости от скорости ветра. Предполагается, что таким способом можно достичь более высокой эффективности использования энергии ветра. Описывается устройство перемещения одного колеса относительно другого.
В двухроторной турбине имеется серьезная конструктивная проблема - внутренний вал тоньше наружного вала. Для исключения касания роторов при поворотах мотогондолы вокруг оси башни и порывах ветра внутренний вал удлиняется. Увеличивается расстояние между роторами. Прогиб вала увеличивается, прочность снижается.
Компоновка существующих ветротурбинных установок достаточно однотипная. Электрогенератор устанавливается в мотогондоле. Мотогондола поворачивается на оси башни в зависимости от направления ветра. От генератора вниз по неподвижной башне спускается кабель. При вращении мотогондолы кабель закручивается. Необходимо делать либо автоматику для раскрутки кабеля контрповоротом гондолы, либо в разрез кабеля устанавливаются специальные токосъемники. В любом случае это проблема, снижающая надежность системы, увеличивающая стоимость установки и сервисного обслуживания.
По краткому обзору существующие ветроэнергетические установки имеют следующие основные недостатки:
- низкая эффективность по использованию энергии потока по сравнению с газовыми или гидротурбинами;
- наличие инфразвука, низких звуковых частот в диапазоне 0-12 Гц;
- невозможность сохранения постоянства числа оборотов ротора электрогенератора при снижении скорости ветра ниже 20 % от номинальной. Обычно это менее 8 м/с;
- наличие закрутки основного силового кабеля, идущего из поворотной мотогондолы на неподвижную башню.
Технический результат - повышение эффективности использования энергии ветра, увеличение выработки электроэнергии, уменьшение времени сервисного обслуживания, упрощение изготовления и эксплуатации, повышение надежности и ресурса. Технический результат достигается использованием каждой из двухрроторных ветроэнергетических установок.
На фигурах 4 и 5 показаны варианты двухроторной ветроэнергетической установки, которая отличается от других новыми решениями.
Ветроэнергетическая установка включает в себя башню 1 , на которой через подшипник установлена поворотная платформа 2. На поворотной платформе размещены два соосных ротора ветротурбины, механический зубчатый мультипликатор, трехвальный зубчатый редуктор и электрогенератор на платформе или верхней части башни.
Каждый ротор турбины состоит из вала 9, 10, на одном конце которого закреплена втулка ветроколеса 3, 4 с лопастями 5 и системами поворота лопастей 8, а другой конец вала соединяется с входным валом мультипликатора 13. Роторы установлены на подшипниках 6, 1 1, 12. Передний подшипник 6 внутреннего вала расположен в специальной проставке 7, которая соединена с фланцем втулки второго ветроколеса, что является одной из особенностей конструкции. Чтобы максимально использовать энергию скорости ветра лопасти первого ротора автоматически поворачиваются по команде системы управления на угол установки, который соответствует скорости ветра в данный момент времени. Лопасти второго ветроколеса поворачиваются на такой угол установки, чтобы сохранить обороты электрогенератора постоянными. При уменьшении скорости ветра число оборотов каждой турбины уменьшается, при увеличении скорости ветра число оборотов роторов турбины увеличивается. Такой алгоритм изменения оборотов устанавливается с помощью трехвального редуктора 16, кинематическая схема которого выполнена как «отрицательный» дифференциал.
От мультипликатора 17 движение и крутящий момент от ветротурбины через два соосных валика 14 и 15 передаются на два входных вала 3-х -вального редуктора 16, а затем по трансмиссионному валу 17 (фиг. 4), угловой редуктор 18 и соединительную муфту 19 передаются на электрогенератор 20.
Электрогенератор 20 в варианте двухроторной ветроэнергетической установки (фиг. 4) находится в верхней части башни. Статор электрогенератора закреплен на растяжках к стенкам башни.
Привод электрогенератора в варианте двухроторной ветроэнергетической установки, когда он размещен на поворотной платформе (фиг. 5) происходит от выходного вала 3-х - вального редуктора 16. Электрогенератор расположен горизонтально и поворачивается вместе с поворотной платформой.
Мультипликатор представляет собой зубчатый механизм, кинематическая схема которого обеспечивает независимую передачу мощности и движения от каждой турбины и суммирующему 3-х - вальному редуктору. Схема мультипликатора представлена на фиг. 6. Подобный сдвоенный механизм для двухроторных ветроэнергетических установок авторам неизвестен.
Тихоходные валы-водила мультипликатора 3, 4 фиг. 6 соединяются с валами ветроколес зубчатыми муфтами 1, 2, размещенные одна внутри другой, компенсирующими небольшие по величине смещения осей валов и способные передавать высокие крутящие моменты при сравнительно небольших габаритах. Компенсация смещений валов достигается перекосом зубчатой втулки относительно зубчатой обоймы за счет боковых зазоров и сферической поверхности наружных зубьев. Мультипликатор повышает частоту вращения тихоходных внутреннего и наружного ветроколес от 30 об/мин (рабочая частота вращения) до частоты вращения генератора.
Мультипликатор объединен в общий корпус 10 цилиндрической формы, в котором размещены подшипниковые опоры и узлы 16, 17, 18 внешнего и внутреннего валов-водил, передающих крутящий момент от ветроколес посредством планетарной зубчатой передачи и системой простых зубчатых передач к валу генератора. Конструктивно планетарная и простая зубчатая передачи внутреннего вала повторяют планетарную и 00579
11
повышающую зубчатую передачу внешнего вала и имеют одинаковые габариты. В планетарной передаче большие нагрузки воспринимаются одновременно несколькими сателлитами 5, вследствие этого габариты зубчатых колес и габариты корпуса мультипликатора имеют оптимальные размеры.
Подшипниковые опоры наружного вала-водила 1 1, 12 расположены в левом полукорпусе мультипликатора. Левая подшипниковая опора внутреннего вала-водила 14 встроена во внутреннюю стенку наружного вала-водила, а правая подшипниковая опора 15 расположена в правом полукорпусе мультипликатора. Центральное колесо с внутренними зубьями 7 планетарной передачи наружного вала неподвижно закреплено в левом полукорпусе мультипликатора, сателлиты 5 закрепляются на подшипниковых опорах 13, в расточках наружного вала-водила и сцепляются зубьями с центральным большим колесом с внутренними зубьями и центральным малым двухвенцовым колесом с внешними зубьями 6. Крутящий момент посредством второго венца передается на шестерню входного внутреннего вала трехвального зубчатого редуктора. Водило представляет собой сборную конструкцию, выполнено заодно с валом и является одним из основных звеньев планетарной передачи, в котором закреплены оси сателлитов. От высокой точности координации отверстий для установки осей сателлитов в водиле зависят распределение нагрузки среди сателлитов, несущая способность мультипликатора, уровень шума и вибраций.
Центральное колесо с внутренними зубьями 7 планетарной передачи внутреннего вала неподвижно закреплено в правом полукорпусе мультипликатора, а сателлиты 5 закрепляются на подшипниковых опорах 13, в расточках внутреннего вала-водила и сцепляются зубьями с центральным большим колесом с внутренними зубьями и центральным малым двухвенцовым колесом с внешними зубьями 6. Крутящий момент посредством второго венца передается на шестерню входного наружного вала трехвального зубчатого редуктора. Мультипликатор снабжен самостоятельной системой смазки с охлаждением масла, насосом и соответствующими приборами.
Если электрогенератор 20 фиг. 4 расположен в верхней части башни, то ось ротора генератора совпадает с центральной осью башни. Выходной вал трехвального редуктора через промежуточный трансмиссионный вал 17, угловой редуктор 18 и вращающуюся муфту передает мощность на вал генератора 19.
Выделим основные конструктивные решения новой двухроторной ветроэнергетической установки.
1. Лопасти турбины представляют собой вращающийся крыловой профиль. Оболочка лопасти, образующая аэродинамическую поверхность, сделана из углерод - углеродных композитных материалов (carbon). Конструкция как у самолетного крыла: лонжерон, нервюры, обшивка. Всё перечисленное представляется нам уже новшеством. Но главное - абсолютно новый способ, принятый для расчета и проектирования турбины. На фиг. 1 показаны теоретические кривые протекания коэффициентов использования энергии ветра. Известна кривая А. Бетца. Максимальный коэффициент использования энергии ветра по кривой Бетца 0,5926, при этом площадь проходного сечения в турбине для потока ветра составляет около 67 % от площади ометаемой поверхности. У существующих ветротурбин площадь проходного сечения составляет 92-94 %. Около 60 % воздушного потока проходит мимо лопастей турбины и энергия этой части ветра турбиной не снимается. Предлагаемая ветротурбина построена на основе применения кривой Е. Тихоновой, показанной на фиг. 1 (см. Пример 1 ). Кривая Е. Тихоновой или график Е. Тихоновой основан на допущении, что при действии потока воздуха на турбину существует эффект эжекции воздуха, который проходит через диск турбины, струями воздуха обтекающего диск турбины. В результате этого давление воздуха за турбиной понижается, и мощность турбины увеличивается. Доля площади проходного сечения принята 0,55. Исходя из величины проходного сечения устанавливается количество лопастей, их аэродинамический профиль и геометрия.
По данному способу проектирования были созданы модельные ветроустановки и исследованы их характеристики. Результаты испытаний подтвердили высокую эффективность турбин, (см. Пример 2).
2. На конструктивной схеме, фиг. 7, показано устройство подшипника лопасти.
Хвостовик лопасти 1 устанавливается в гильзу 2 втулки ветроколеса 3. В гильзе размещаются два подшипника скольжения, состоящие из керамических втулок 4 и поверхности трения на хвостовике лопасти.
В подшипнике скольжения поворотной лопасти ветротурбины применена твердая смазка 5 на основе дихалькогенидов металлов, в сочетании с керамической втулкой. В стандартных конструкциях используются пластичные смазки, либо жидкие. И те и другие требуют периодической замены, что усложняет и удорожает сервисное обслуживание. Существуют проблемы с утечкой смазки. Применение подшипников скольжения с твердой смазкой устраняет массу проблем по эксплуатации: не требуется система подачи жидких или пластичных смазок, нет периодического обслуживания, нет частой замены смазки.
3. Электрогенератор размещен не в поворотной платформе, как в других ветротурбинах, а в башне. Вариант размещения электрогенератора показан на фиг. 4.
Электрогенератор крепится к конструкции башни, ось его ротора совпадает с осью вращения опорного подшипника поворотной платформы. Силовые кабели выходят из генератора и выкладываются вертикально по внутренней поверхности башни. Надежность кабелей обеспечена тем, что кабели не закручиваются при повороте платформы на любой угол.
4. Привод ротора электрогенератора (см. фиг. 4) происходит от мультипликатора через угловой редуктор, ось выходного ротора которого находится на оси подшипника поворотной платформы. Корпус углового редуктора закреплен к поворотной платформе и поворачивается при изменении вектора ветра вместе с ней. Между выходным валом углового редуктора и валом электрогенератора установлена муфта, компенсирующая некоторую несоосность валов. Входной вал углового редуктора соединен трансмиссионным валом с мультипликатором.
5. Мультипликатор представляет собой сдвоенный зубчатый механизм. Оба контура функционируют независимо друг от друга. Крутящий момент от второго ротора турбины поступает к первому контуру, момент от первого ротора передается ко второму контуру.
Передача движения происходит по соосным валам до входа в трехвальный редуктор. Каждый контур состоит из планетарного сателлитного механизма с заторможенным венцовым колесом и зубчатого перебора из двух колес, оси которых неподвижны. Подобная схема в конструкциях ветроэнергетических установках не применялась.
6. В данной установке имеется устройство, которое обеспечивает выполнение важнейшей функции для ветротурбин. Это трехвальный редуктор ( 16 по схеме фиг. 4). Он предназначен для поддержания постоянных оборотов выходного вала при изменении оборотов 2-х входных соосных валов. Редуктор представляет собой зубчатый механизм. Один из вариантов механизма показан на фиг. 8 (кинематическая схема 3-х - вального дифференциального редуктора).
Это зубчатый планетарный механизм, в котором два водила 5 и 7. На водиле 5 закрепляется промежуточное венцовое зубчатое колесо. Водило 7 жестко соединено с внутренним входным валом 1 и с колесом 7, имеющим наружный зубчатый венец 10. На водиле 7 размещаются сателлиты 8. Между сателлитами 3 и 8 установлен промежуточный зубчатый венец 10 с внутренними и наружными зубьями. Шестерня 6, с неподвижной осью предназначена для изменения направления вращения водила 5 относительно водила 7. Наружный входной вал 2, соосный валу 1, имеет венец 3 с внутренними зубьями. Выходная центральная шестерня 9 зацеплена с сателлитами 8. Фактически этот механизм является дифференциалом.
Движение звеньев обычного дифференциала можно математически записать
а>з = А<х>] + В ω2, где
А и В - постоянные коэффициенты, зависящие от
кинематической схемы механизма;
(O i - угловая скорость одного входного вала; ω2 - угловая скорость другого входного вала; соз - угловая скорость выходного вала;
Если скорость одного из звеньев механизма, например ω2 увеличится то, при постоянной скорости ω3 скорость Ш | уменьшится. Если скорость ω2 уменьшится, то скорость ω увеличится. Назовем условно такой дифференциал «положительным».
Если скорость ω3 сохраняется постоянной, то при изменении одной из скоростей ωι или ω2 выражение движения дифференциала становится
Δ о + К Δ ω2 = 0, где
К - постоянный коэффициент, который зависит от кинематической схемы механизма;
Δ С0 | и Δ ω2 - изменения величин угловых скоростей;
Иная картина движения звеньев дифференциала в предлагаемой установке (фиг. 8):
Figure imgf000017_0001
или, при Δ ω3 = 0
Δ о)| = К Δ ω2
Если скорость одного вала увеличивается, то увеличивается скорость другого вала. Если скорость одного вала уменьшается, то скорость другого вала также уменьшается. Происходит «отрицательное» дифференцирование. Схема предлагаемого механизма и способ дифференцирования являются новыми. Аналоги неизвестны. С помощью такого механизма решается одна их главных задач в ветроэнергетике - поддержание постоянных оборотов электрогенератора при уменьшении скорости ветра. Никаких дополнительных устройств - коробок переключения скоростей, электронных преобразователей частоты, инверторов не требуется. Форма электротока сохраняется синусоидальной, без частотных шумов.
7. Для исключения возникновения инфразвука опасных частот в диапазоне 0- 12 Гц число лопастей в каждом роторе выбрано по условию: число лопастей одного ротора ζ , число лопастей другого ротора (z + 1).
8. Вал наружного ротора 10 (фиг. 5), устанавливается на двух подшипниках качения 1 1 или 12, которые размещаются в мотораме поворотной платформы 2. Внутренний вал 9 установлен также на двух подшипниках 6 и 12а. Внутренний вал выступает относительно торца втулки 3 наружного ротора на 2,5-3 м. Консольный вылет внутреннего вала может достигать значительных величин при массе передней втулки с лопастями 6-7 т. Для улучшения прочностных характеристик внутреннего вала наружный вал искусственно удлиняется путем установки цилиндрической проставки 7, которая крепится к фланцу второй втулки болтами. В конце вращающейся проставки размещается подшипник 6. По внутреннему диаметру он устанавливается на втулку 4. Подшипник 6 становится передней опорой внутреннего вала. Консоль внутреннего вала с 3 м сокращается до 0,5 м. Внутренний вал 9, за счет усиления его проставкой 7 становится жестким и более прочным.
9. В предлагаемой двухроторной ветроэнергетической установке каждый из роторов является независимым от другого и может вращаться самостоятельно. Чтобы оптимально использовать уникальные свойства «отрицательного» дифференциала разработана специальная система управления углами установки лопастей с помощью 2- регуляторов. Чтобы не допустить колебания оборотов и не получить эффект раскачки оборотов регуляторы имеют разные законы управления лопастями роторов. Один регулятор изменяет угол установки лопастей своего ротора в прямой зависимости от скорости ветра.
β, = f (и), где βι - угол установки лопастей одного ротора;
Ό - скорость ветра;
Сигнал обратной связи от датчика угла поворота энкодера, который замеряет текущее положение лопасти, поступает в систему измерения скорости ветра.
Регулятор на другом роторе устанавливает угол β2 своего ротора такой, чтобы стабилизировать обороты электрогенератора, сохраняя их постоянными β2 = f (п2), при ηΓ = const, где β2 - угол установки лопастей другого ротора;
пг - обороты электрогенератора;
п2 - обороты другого ротора;
const - постоянная величина
Пример 1. ,
Предлагается теория расчета КИЭВ (коэффициента использования энергии ветра) с учетом эжекции турбинного потока струями основного потока воздуха. На фиг. 9 показана аэродинамическая схема рассматриваемого варианта.
Введем допущение: скорости распространения волн давления близки к скоростям движения воздуха, процессов диффузии и массообмена. Такое допущение достаточно правомерно в метеоусловиях земной атмосферы.
Поток воздуха набегает на диск турбины. Часть потока массой ml с начальной площадью сечения S0 попадает на диск, при этом скорость течения V0 замедляется около диска до V| . Основной поток воздуха проходит мимо активных рабочих сечений диска со скоростью V0. Турбинный поток, прошедший через диск, попадает в основной эжектирующий поток. Скорость турбинного потока V] и скорость смешенного потока V3 меньше скорости Vo основного потока.
Из-за разности скоростей, вектор суммарной скорости двух попутных потоков направлен в сторону струй меньшей скорости. Основной поток будет передавать по экспоненциальному закону свою кинетическую энергию турбинному до тех пор, пока скорость турбинного потока не станет равной Vo. Поэтому лучше ввести ограничение
V4 = K V0 ~ 0.91 V0
Этот процесс вызывает на обратной стороне диска турбины разряжение Р1 *. Принимаем, что КПД эжекторного смешивания струй равен 1.
На фигуре 9 показана схема обмена энергией между основным и турбинным потоками.
Количество движения потока в сечении «4»:
m V4 = р S,V4 2
Количество движения потока в сечении «1 »:
mi V| = р S\ V]2
Разница в количестве движений, соответственно:
Figure imgf000020_0001
Разница в количестве движения потока между сечениями «0» и Si F0-, = m, (V0 - V,) = p S, V, (V0 - V,)
Суммарная сила, действующая на диск турбины
ΐΣ = F4., + F0-, = р S, (V4 2 - V,2) + p S,V, (Vo - V,)
И соответствующая энергия, срабатываемая на диске:
AWT = FZ * V,
В результате формула для определения коэффициента использования энергии ветра:
Figure imgf000021_0001
Исследуя функцию на максимум получаем максимальный КИЭВ
ξ ~ 0,999.
Δ WT
График изменения ^ показан на фигуре 10 (График теоретического КИЭВ идеального ветряка с учетом эффекта эжекции).
V, S,
Так как — - =— , то оптимальная площадь «живого» сечения диска турбины должна находиться в пределах 0,5 - 0,75 общей площади диска. Пример 2.
Результаты испытаний образца ветротурбины двухроторной
ветроэнергетической установки.
1. Цель испытаний
1.1. Определение мощностных характеристик ветротурбины.
1.2. Уточнение методики расчета больших ветротурбин.
2. Объект испытаний
2.1. Образец ветротурбины ИнС-В-5 М.
Геометрические и аэродинамические характеристики:
- схема турбины - двухроторная, соосная, с противоположным вращением роторов;
- диаметр ротора - 5 м;
- количество лопастей в каждом роторе - 5 шт.
- аэродинамический профиль лопастей GA (W)-2 (по терминологии NASA);
- материал лопастей - многослойная авиационная фанера;
- форма лопасти - прямоугольная, с постоянной хордой;
- величина хорды - 0, 12 м; - механизм установки угла атаки - поворот лопасти вручную. Фиксация лопасти;
2.2. Кинематическая схема испытательного стенда показана на фиг. 1 1.
Момент от роторов ветротурбины 1 через систему клиноременных и зубчатых передач 2, 6 действует на вал электрогенератора 5. Генератор установлен на подшипниках качения и имеет возможность поворачиваться вокруг оси своего ротора. Момент на статоре генератора через балансирный рычаг передается на весы 3. Гашение колебаний системы происходит гидроамортизатором 4. Расчет мощности производится через крутящий момент и число оборотов ротора генератора по методике ИнС-В- 16/1. Дополнительно контролируется мощность, срабатываемая на гасящих сопротивлениях 7.
3. Результаты испытаний
Испытания проводились в мае-июне 2008 года. Установка была смонтирована на плоской крыше 5-ти этажного дома. Затенение турбины для вектора ветра отсутствовало.
Подключение аппаратуры сделано в соответствии с методикой ИнС-В-
16/1. Замеры проводились на установившемся ветровом режиме. Замерялись: число оборотов генератора, усилие на балансирном рычаге, скорость ветра, температура и барометрическое давление, дата и время измерений. Все параметры фиксировались в рабочем журнале.
3.1. В соответствии с методикой проводилась обработка результатов измерений. Коэффициент использования энергии ветра в площади, ометаемой ветроколесом рассчитывался с поправкой на плотность воздуха.
Figure imgf000022_0001
- мощность ветротурбины, замеренная
максимальная мощность ветра, в пределах ометаемой площади
замеренная плотность воздуха в момент измерении мощности 3.2. После обработки измерений и сопутствующих расчетов основные итоги испытаний представлены на графиках, Фиг. 12 и Фиг. 13
Фиг. 12 Изменение мощности 2 х роторной ветротурбины от скорости ветра
1 23
1 . Линия фактических замеров мощности Узам. ·—
Р факт.
2. Линия расчетных значений мощности
3. Изменение угловой скорости роторов ветротурбины
4. Коэффициент использования энергии ветра
Фиг. 13 Зависимость коэ ициента использования энергии ветра от числа Re
Figure imgf000023_0001
4. Выводы
4.1 . ~ Полученные значения мощности, при испытаниях образца двухроторной турбины с противоположным вращением роторов достаточно близки к расчетным значениям мощности;
- по результатам испытаний установлена зависимость коэффициента
W 1 23
использования энергии ветра в виде ξ =— ^ ·—— от числа Re (фиг. 2).
^ Р фи
С увеличением числа Re коэффициент использования энергии ветра возрастает.
4.2. ~ испытания образца ветротурбины ИнС-В-5 М показали его высокую эффективность;
~ считать целесообразным разработку ряда ветротурбин на основе двухроторных кинематических схем. В качестве мультипликатора рекомендовать применение дифференциального механизма с переменным передаточным отношением;
~ результаты испытаний макета рекомендовать использовать для уточнения методики расчета ветротурбин. В основу Примера 2 положены результаты испытаний авторами образцов ветротурбин для двухроторной энергетической установки.

Claims

Формула
1. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что каждый ротор турбины имеет число лопастей более 3-х, которые спроектированы как вращающиеся крылья, а суммарная лобовая площадь лопастей на номинальном режиме работы составляет 0,3 + 0,5 от площади ометаемой лопастями поверхности.
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что лопасти во втулке устанавливаются на подшипниках скольжения, в которых применяется твердая смазка на основе дихалькогенидов металлов, в сочетании с керамической втулкой.
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что электрогенератор с вертикальной осью вращения ротора размещен в верхней части неподвижной башни, статор генератора закреплен к башне, а ось ротора электрогенератора расположена вертикально и совпадает с осью вращения поворотной платформы.
4. Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, генератор с вертикальной осью вращения ротора, размещенный в верхней части башни отличающаяся тем, что привод от турбины к генератору выполнен с помощью конической зубчатой передачи.
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что мультипликатор представляет собой двухконтурный зубчатый механизм, размещенный в одном корпусе, каждый конкур которого передает движение и крутящий момент от одного из роторов турбины независимо от движения другого контура, а кинематическая схема контура представляет собой планетарный редуктор и зубчатый одноступенчатый перебор.
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что между мультипликатором и ротором электрогенератора установлен трехвальный соосный зубчатый редуктор, кинематическая схема которого выполнена по условиям
Δ ω, = К · Δ ω2 , при этом со3 = const, где Д о, - изменение угловой скорости входного внутреннего вала;
Δ ω2 - изменение угловой скорости входного внешнего вала;
К - постоянный коэффициент, который зависит только от
кинематической схемы редуктора;
Δ а>з - изменение угловой скорости выходного вала;
const - постоянная величина
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что число лопастей ветротурбины выбрано по условию число лопастей одного ротора - Z
число лопастей другого ротора - (Z + 1 ).
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что на внешнем вале турбины выполнена удлиняющая проставка, в конце которой установлен передний подшипник внутреннего вала.
Двухроторная ветроэнергетическая установка, включающая размещенные на башне ветротурбину с двумя соосными ветроколесами на поворотной платформе, трансмиссию, системы управления углами установки лопастей и положения платформы, электрогенератор, отличающаяся тем, что алгоритм управления углами поворота лопастей одного ротора β, = f (ϋ), τ. е. угол установки лопасти есть функция только скорости ветра, а другого ротора пген - const, β2 = Ό а г, т. е. обороты генератора поддерживаются постоянными за счет изменения углов установки лопастей другого ротора, где βι - угол установки одного ротора;
Ό - скорость ветра; пген. - обороты электрогенератора; β2 - угол установки другого ротора;
Ό а г - переменная величина
PCT/RU2014/000579 2014-07-16 2014-08-07 Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты) WO2016010450A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/326,535 US10451029B2 (en) 2014-07-16 2014-08-07 Dual rotor wind power assembly (variants)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014129095/06A RU2574194C1 (ru) 2014-07-16 Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты)
RU2014129095 2014-07-16

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016010450A1 true WO2016010450A1 (ru) 2016-01-21

Family

ID=55078822

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000579 WO2016010450A1 (ru) 2014-07-16 2014-08-07 Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты)

Country Status (2)

Country Link
US (1) US10451029B2 (ru)
WO (1) WO2016010450A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110905728A (zh) * 2019-12-04 2020-03-24 沈阳航空航天大学 一种增压型水平轴风力机
WO2022134639A1 (zh) * 2020-12-22 2022-06-30 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种串列式双风轮风电机组协同控制方法

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TW201715150A (zh) * 2015-10-27 2017-05-01 guo-zhang Huang 流力發電裝置
US10753281B2 (en) * 2017-11-21 2020-08-25 Raytheon Technologies Corporation Ablatable shaft feature in a gas turbine engine
US11231007B2 (en) * 2018-09-21 2022-01-25 University Of Louisiana At Lafayette Cascaded wind turbine
US10773794B2 (en) * 2019-01-10 2020-09-15 Bell Textron Inc. Dynamic rotor-phasing unit
CN110513250A (zh) * 2019-09-03 2019-11-29 沈阳航空航天大学 一种聚能型水平轴风力机控制系统及方法
RU2738389C1 (ru) * 2020-05-12 2020-12-11 Олег Сергеевич Николаев Ветроэлектрический преобразователь энергии (варианты)
RU2749799C1 (ru) * 2020-07-02 2021-06-17 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Воронежский государственный технический университет" Ветроэлектроагрегат
CN114109710A (zh) * 2021-12-16 2022-03-01 中国科学院电工研究所 一种基于行星齿轮的轮毂双叶轮反向旋转的风电机组
CN114151273B (zh) * 2021-12-16 2024-04-12 中国科学院电工研究所 一种基于双输入差速轮系的轮毂双叶轮同向旋转风电机组
CN116625692B (zh) * 2023-06-05 2024-01-16 北京化工大学 一种齿轮式同轴对转双转子系统模拟试验台

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1746057A1 (ru) * 1990-02-09 1992-07-07 Рижский Краснознаменный Институт Инженеров Гражданской Авиации Им.Ленинского Комсомола Ветроэлектроустановка
SU1815408A1 (en) * 1989-08-02 1993-05-15 Shota N Khutsishvili Windmill-electric generating plant
RU2065991C1 (ru) * 1994-05-05 1996-08-27 Товарищество с ограниченной ответственностью Фирма "Общемаш-Инжиниринг" Способ получения ветроэнергии и устройство для его осуществления
RU2407608C2 (ru) * 2005-01-12 2010-12-27 Снекма Смесь порошков, пригодная для фритирования для получения твердого самосмазывающегося материала
RU2463475C2 (ru) * 2010-04-08 2012-10-10 Ренат Кайдарович Абинаев Ветроэнергетическая установка

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1815408A (en) * 1929-03-29 1931-07-21 James K Jordan Dental floss holder
EP1540177B1 (fr) * 2002-09-17 2011-10-19 Eotheme Sarl Dispositif d'entrainement pour une eolienne munie de deux helices contre rotatives
US20100133838A1 (en) * 2007-04-12 2010-06-03 Sway As Turbine rotor and power plant
US8742608B2 (en) * 2009-03-05 2014-06-03 Tarfin Micu Drive system for use with flowing fluids
US8264096B2 (en) * 2009-03-05 2012-09-11 Tarfin Micu Drive system for use with flowing fluids having gears to support counter-rotative turbines
US20140322013A1 (en) * 2009-08-14 2014-10-30 Nikle Industries, LLC Independent variable blade pitch and geometry wind turbine control
US20110038726A1 (en) * 2009-08-14 2011-02-17 Elkin Benjamin T Independent variable blade pitch and geometry wind turbine
DE102011013517B4 (de) * 2011-03-10 2012-10-11 Airbus Operations Gmbh Propellersystem mit zwei kontrarotierenden Propellern, Verfahren zum Erfassen des Schubs eines Propellersystems mit zwei kontrarotierenden Propellern und Windkanal mit einem darin angeordneten ein Propellersystem aufweisenden Modell
US10428792B2 (en) * 2013-03-11 2019-10-01 Illing Engineering Services Wind turbine control system
GR20130100479A (el) * 2013-08-20 2015-03-18 Αριστειδης Εμμανουηλ Δερμιτζακης Ανεμογεννητρια χαμηλων ταχυτητων ανεμου
US9803616B2 (en) * 2014-01-31 2017-10-31 Ryan Port Wind turbine having a plurality of airfoil rings and counter rotating generators

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1815408A1 (en) * 1989-08-02 1993-05-15 Shota N Khutsishvili Windmill-electric generating plant
SU1746057A1 (ru) * 1990-02-09 1992-07-07 Рижский Краснознаменный Институт Инженеров Гражданской Авиации Им.Ленинского Комсомола Ветроэлектроустановка
RU2065991C1 (ru) * 1994-05-05 1996-08-27 Товарищество с ограниченной ответственностью Фирма "Общемаш-Инжиниринг" Способ получения ветроэнергии и устройство для его осуществления
RU2407608C2 (ru) * 2005-01-12 2010-12-27 Снекма Смесь порошков, пригодная для фритирования для получения твердого самосмазывающегося материала
RU2463475C2 (ru) * 2010-04-08 2012-10-10 Ренат Кайдарович Абинаев Ветроэнергетическая установка

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"GOST ISO 4378-1-2001 (Podshipniki skolzheniya.", TERMINY, OPREDELENIYA I KLASSY, CHAST 1 , MEZHGOSUDARSTVENNYI SOVET PO STANDARTIZATSII, METROLOGII I SERTIFIKATSII, MINSK, 1 July 2002 (2002-07-01), pages 2, 3, 8 *
E.M.FATEEV: "Sistemy vetrodvigatelei", GOSUDARSTVENNOE ENERGETICHESKOE IZDATELSTVO, 1933, pages 44, 76 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110905728A (zh) * 2019-12-04 2020-03-24 沈阳航空航天大学 一种增压型水平轴风力机
WO2022134639A1 (zh) * 2020-12-22 2022-06-30 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种串列式双风轮风电机组协同控制方法

Also Published As

Publication number Publication date
US10451029B2 (en) 2019-10-22
US20170198678A1 (en) 2017-07-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016010450A1 (ru) Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты)
KR101377818B1 (ko) 새로운 구조의 수평축 풍력 터빈 발전기와 그 운전 방법
EP1442216B1 (en) Rotor with extendable blades and control criteria therefor
Kim et al. Yaw Systems for wind turbines–Overview of concepts, current challenges and design methods
KR850000998B1 (ko) 구동열 교란 차단부를 지닌 풍동터어빈
US7719128B2 (en) System and method for controlling a wind turbine during loss of grid power and changing wind conditions
US9523352B2 (en) Methods and systems for alleviating the loads generated in wind turbines by wind asymmetries
EP2458199B1 (en) Wind turbine with compensated motor torque
US9512899B2 (en) Stationary gear unit
EA030338B1 (ru) Роторное устройство
CN107041149B (zh) 竖向风电设备以及操作这种设备的方法
TWI632292B (zh) Wind power system
US20140117667A1 (en) Marine current power plant and a method for its operation
KR20190002686A (ko) 풍력 발전 설비-로터 블레이드 및 이를 포함하는 풍력 발전 설비
CN102359434A (zh) 一种海上风电机组的偏航系统及其运行方法
Rajabhandharaks et al. Optimal aerodynamic energy capture strategies for hydrostatic transmission wind turbine
US20120134805A1 (en) Split load path gearbox
KR102471788B1 (ko) 전기 발전기용 회전자
US9816487B2 (en) System and method for integrating a horizontal axis wind turbine and a vertical axis wind turbine
CN110892152A (zh) 具有经调节的叶尖速比特性的立式风力发电设备以及其安装套件和其运行方法
US20210317817A1 (en) System and method for mitigating loads acting on a rotor blade of a wind turbine
RU2574194C1 (ru) Двухроторная ветроэнергетическая установка (варианты)
KR102009596B1 (ko) 멀티형 풍력 발전기 및 이의 제어 방법
KR20100047131A (ko) 듀얼 로터 풍력발전기
US20130343889A1 (en) Friction Wheel Drive Train for a Wind Turbine

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14897618

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15326535

Country of ref document: US

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC , EPO FORM 1205A DATED 04.07.17. 2ND TIME

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14897618

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1