Способ работы ветровой энергетической установки



Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки
Способ работы ветровой энергетической установки

 


Владельцы патента RU 2516381:

ВОББЕН Алоис (DE)

Использование: в области электротехники. Технический результат - повышение надежности. Согласно способу, когда есть ветер, который имеет скорость выше начальной скорости и ниже скорости отключения, ветровая энергетическая установка поставляет электрическую энергию в сеть электроснабжения, при этом при работе ветровой энергетической установки выше номинального значения или соответственно ниже скорости отключения ротор ветровой энергетической установки вращается. С ротором соединен генератор для генерирования электрической энергии. Ветровая энергетическая установка имеет средства для измерения имеющейся в сети электроснабжения частоты, которые соединены с управляющим устройством для управления работой ветровой энергетической установки. В соответствии с изобретением предлагается, что отдаваемую генератором ветровой энергетической установки в сеть мощность быстро и в течение короткого времени повышают выше текущей мощности ветровой энергетической установки, когда частота электрической сети лежит на заданное значение ниже желаемой номинальной частоты сети. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 9 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к способу работы ветровой энергетической установки и ветровой энергетической установке для выполнения способа.

В качестве уровня техники следует указать, в частности, на монографию “Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems”, Siegfried Heier, 1998, в частности, страницы 263 и далее, а также US 7345373 и WO 01/86143.

Ближайшим уровнем техники является документ WO 01/86143.

В этом документе раскрыта идея уменьшения мощности ветровой энергетической установки, когда частота сети, т.е. частота сети, в которую ветровая энергетическая установка поставляет свою электрическую мощность, превышает определенное значение выше номинальной частоты.

Номинальная частота в сетях средней Европы составляет обычно 50 Гц, в то время как в сетях США - 60 Гц.

Однако одновременно имеются также всегда колебания частоты сети, которые зависят от того, насколько соотношение создаваемой подключенными к сети генераторами энергии мощности сбалансировано с отбираемой потребителями мощностью, т.е. теми, которые соединены с электрической сетью и принимают электрическую энергию, с целью обеспечения работы электрических приборов.

Если, например, поставляемая генераторами мощность превышает отбираемую подключенными к сети потребителями мощность, то частота сети увеличивается и наоборот, частота может падать ниже номинальной частоты, например, 50 Гц, когда поставляемая мощность меньше отбираемой подключенными к сети потребителями мощности.

Управление сетью, т.е. управление генераторами, а также крупными потребителями, регулярно осуществляется владельцами сети. При этом управление сетью может предусматривать совершенно различные механизмы регулирования, например, автоматическое подключение определенных генераторов (например, газовых электростанций), автоматическое отключение определенных крупных потребителей или же использование гидроаккумулирующих электростанций и т.п. При нормальной работе с помощью управления большими сетями электроснабжения удается постоянно удерживать частоту сети в диапазоне номинальной частоты, при этом допустимы небольшие отклонения. Однако эти небольшие отклонения не должны обычно превышать диапазон ± 1‰. Естественно, что для управления сетью можно также осуществлять подключение других сетей, которые соединяются с сетью, с целью подачи дополнительной мощности в сеть или извлечения из сети и подачи в другие сети.

Для ветровых энергетических установок уже в документе WO 01/086143 предлагается, как указывалось выше, уменьшение мощности ниже фактически имеющейся мощности, когда превышается определенное значение частоты сети, например, значение, которое лежит на 3‰ выше номинального значения частоты сети (например, выше 50 Гц).

В документе также предлагается при дальнейшем нарастании частоты линейно уменьшать мощность в зависимости от дальнейшего нарастания частоты сети.

Задачей данного изобретения является улучшение работы ветровой энергетической установки по сравнению с уровнем техники и улучшение в целом поддержки сети ветровой энергетической установкой.

Задача решена, согласно изобретению, с помощью способа с признаками пункта 1 формулы изобретения. Предпочтительные модификации указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.

Согласно изобретению, ветровая энергетическая установка при уменьшении частоты ниже определенного значения частоты ниже номинального значения частоты сети больше не отключается, а продолжает работать далее, а именно, с повышенной мощностью, т.е. мощность быстро и в течение короткого времени выше, чем отдаваемая перед этим мощность. Для этого применяется, например, накопленная в моменте инерции системы ротора/генератора энергия вращения, т.е. из всей системы ротора/генератора кратковременно извлекается больше мощности, так что тотчас после уменьшения частоты сети ниже заданного номинального значения предлагается повышенная мощность. Это происходит также тогда, когда перед этим ветровая энергетическая установка отдавала номинальную мощность, т.е. поставляла свою нормальную максимальную мощность, т.е. мощность, которую она может извлекать из ветра.

Величина, на которую кратковременно повышается мощность, лежит в диапазон 10-30% номинальной мощности, предпочтительно примерно 20% номинальной мощности.

Заданное значение частоты может задаваться, например, посредством задания частоты мертвой зоны. Как только частота сети падает ниже частоты мертвой зоны, происходит повышение фактической мощности ветровой энергетической установки, а также повышение отдаваемой ветровой энергетической установкой, а именно, поставляемой в сеть мощности. Частота мертвой зоны лежит в этом случае на заданное значение частоты ниже желаемой номинальной частоты сети.

Заданное значение частоты предпочтительно больше на ±1‰, ±2‰ или ±3‰ частоты сети. Таким образом, в случае номинальной частоты сети 50 Гц, обнаруживается уменьшение частоты ниже 49,95, 49,90, соответственно, 49,85 Гц.

В качестве альтернативного решения или дополнительно, можно рассматривать также относительное изменение частоты, т.е. относительное падение частоты df/dt, называемое также градиентом частоты. Если величина такого изменения частоты сети во времени слишком большая, т.е. частота падает слишком быстро, можно кратковременно повышать текущую отдаваемую мощность для поддержки сети. Измерение такого изменения во времени, т.е. df/dt, обеспечивает при необходимости быстрое обнаружение падения частоты сети и тем самым быстрое распознавание необходимости поддержки сети. Измерение абсолютного значения частоты, т.е. уменьшения ниже абсолютного заданного значения частоты, а также изменения частоты во времени можно также комбинировать друг с другом. Так, например, быстрое падение частоты сети можно оценивать как менее критичное, когда абсолютное значение частоты сети находится выше номинальной частоты.

Если дополнительно или в качестве альтернативного решения измеряется градиент частоты, то предпочтительно предусматривать повышение мощности от градиента 0,1 Гц/с. Установлено, что предпочтительным диапазоном для инициирования повышения мощности является величина изменения, т.е. градиента 0,2-7 Гц/с, в частности, 0,5-2 Гц/с. Так, например, благоприятными значениями являются 0,2 Гц/с, 0,5 Гц/с, 1 Гц/с, 2 Гц/с и 5 Гц/с. Следует учитывать, что измерение градиента частоты, например, 1 Гц/с обычно не требует измерения в течение всей секунды. Вместо этого подходящим является время измерения 20 мс и меньше, в частности, 10 мс. Также меньшее время измерения, например, 5 мс или еще меньше является предпочтительным. Кроме того, как время измерения, так и положенная в основу величина изменения, соответственно, положенный в основу градиент частоты могут зависеть от номинальной частоты сети. Названные выше значения для градиента частоты и предусмотренного для этого времени измерения относятся к номинальной частоте 50 Гц. В случае номинальной частоты 60 Гц может быть, возможно, предусмотрен несколько больший градиента и/или несколько меньшее время измерения.

Кроме того, следует отметить, что быстрое повышение мощности можно применять также для стабилизации или, соответственно, сглаживания частоты сети или для демпфирования колебаний частоты. В частности, при демпфировании колебаний частоты можно предпочтительно учитывать градиент частоты.

Предпочтительно, быстрое повышение мощности происходит с использованием накопленной в моменте инерции системы ротора и генератора энергии вращения. Таким образом, это относится к отбору кинетической энергии, которая накоплена в имеющем одну или несколько лопастей вращающемся роторе, а также во вращающемся роторе генератора. Отбор более высокой мощности можно осуществлять, в частности, посредством увеличения тока возбуждения и тем самым посредством увеличения противодействующего момента ротора генератора. В частности, не имеющие передачи генераторы с ротором большого диаметра и тем самым большой массы и соответственно большими моментами инерции могут накапливать значительное количество энергии.

Предпочтительно, частота отдаваемой мощности всегда соответствует действительной частоте сети. Таким образом, если частота сети падает, то может осуществляться повышение мощности, однако при этом частота отдаваемой мощности понижается с согласованием с действительной частотой.

Предпочтительно предлагается способ, который характеризуется тем, что повышение мощности происходит выше действительной мощности, т.е. также выше номинальной мощности, когда перед этим выдавалась номинальная мощность. Таким образом, даже при работе ветровой энергетической установки в номинальном режиме осуществляется повышение мощности при критическом падении частоты. При этом было установлено, что номинальную мощность, которая обычно, во всяком случае для длительной работы, может представлять также максимальную мощность, можно превышать для кратковременной поддержки сети без повреждения ветровой энергетической установки.

Согласно одному варианту выполнения предлагается, что способ характеризуется тем, что внутри промежутка времени от 10 до 1000 мс, в частности, 20-500 мс, предпочтительно 50-100 мс после уменьшения частоты ниже заданного значения частоты сети или, соответственно, после превышения заданной величины изменения, происходит повышение мощности и/или, что при повышенной мощности, т.е. мощности, которая лежит выше установленной перед этим мощности, осуществляется подача мощности в течение другого промежутка времени, равного по меньшей мере 0,5 с, предпочтительно по меньшей мере от 1 с до максимально 30 с, предпочтительно максимально примерно 3-6, 8, 10, 12 или 15 с. В принципе можно рассматривать возможно более короткое время реагирования, например, 10 мс, в качестве идеального значения для выполнения повышения мощности. В частности, время 10 мс соответствует при частоте сети 50 Гц одной полуволне. Более длительное время реагирования до 1 с желательно для предотвращения чрезмерно реагирующей или даже нестабильной системы, в частности, в качестве подходящего компромисса оказались значения от 50 до 100 мс.

Повышение мощности требуется в принципе в течение короткого промежутка времени. Этот промежуток времени имеет длительность обычно по меньшей мере 0,5 с, однако предпочтительно 1 с и достигает 3, 6, 8, 10, 12, 15 и максимально 30 с. Если требуется повышенная отдача мощности более или менее явно свыше 10 с, то следует исходить не из моментальной меры поддержки, а в целом из повышенной потребности в мощности. Было установлено, что эффективный диапазон времени для повышения мощности составляет 3-6, 8, 10, 12 или 15 с.

Предпочтительно, предусмотрен способ для управления ветровым парком, в котором управление каждой ветровой энергетической установкой осуществляется в соответствии со способом, согласно изобретению. В частности, каждая ветровая энергетическая установка подготовлена к тому, чтобы в случае падения частоты отдавать в сеть повышенную мощность. При этом ветровой парк содержит по меньшей мере две ветровые энергетические установки, однако обычно значительно больше ветровых энергетических установок, например, 10 ветровых энергетических установок, 50 ветровых энергетических установок или еще больше. Однако среди всех ветровых энергетических установок ветрового парка следует понимать лишь те установки, которые охвачены указанным выше способом.

Предпочтительно, в этом случае происходит повышение подлежащей отдачи в сеть мощности всех ветровых энергетических установок единообразно и/или центрально. За счет этого, с одной стороны, предотвращается срабатывание всех различных установок ветрового парка в различные моменты времени и возможно с созданием помех друг другу. Кроме того, ветровые парки имеют определенные условия, такие как предельные значения, для соединения с сетью, когда ветровой парк вводит мощность всех ветровых энергетических установок в одном месте соединения с сетью. Так, например, может быть задан верхний предел для отдаваемой мощности со стороны соединительной линии или же также при применении одного центрального трансформатора. При центральном управлении можно учитывать такие краевые условия. Иногда целесообразно единообразное управление ветровыми энергетическими установками, насколько это возможно при различных ветровых энергетических установках ветрового парка. Можно выполнять по меньшей мере частично единообразное управление, например, относительно времени реагирования и/или длительности повышения мощности. Если, например, в случае, когда все или большинство ветровых энергетических установок ветрового парка работают в номинальном режиме, повышение мощности всех ветровых энергетических установок ограничено на основании верхней границы отдаваемой мощности ветрового парка, то управление можно осуществлять так, что сначала часть ветровых энергетических установок вносит вклад в повышение мощности, а затем - другая часть ветровых энергетических установок. Кроме того, можно уменьшить затраты на управление и регулирования с помощью центрального управляющего блока, который выдает, например, для повышения мощности лишь соответствующие значения номинальной мощности в каждую ветровую энергетическую установку ветрового парка.

Кроме того, предлагается ветровая энергетическая установка, которая подготовлена для использования способа согласно изобретению. Кроме того, предлагается ветровой парк, который содержит несколько ветровых энергетических установок, согласно изобретению, и предпочтительно использует способ центрального управления, и/или в котором управление повышением отдаваемой в сеть мощности ветровых энергетических установок осуществляется по меньшей мере частично единообразно. Центральное управление повышением отдаваемой в сеть мощности всех ветровых энергетических установок можно осуществлять с помощью отдельного центрального управляющего блока, и/или одна ветровая энергетическая установка может выполнять функцию ведущей установки, так что остальные ветровые энергетические установки следуют за этой ветровой энергетической установкой. В принципе возможно также разделение с точки зрения техники управления ветрового парка на несколько участков парка, с целью, например, объединения с точки зрения управления установками одинакового или аналогичного типа.

Для повышения отдачи мощности можно использовать не только энергию вращения момента инерции, но также в качестве поддержки или возможно исключительно изменение угла установки роторных лопастей, изменение так называемого угла отклонения, с целью повышения отдачи ветра. Это осуществляется, в частности, когда ветровая энергетическая установка работает с номинальной нагрузкой, т.е. уже отдает номинальную мощность, и роторные лопасти уже частично отклонены для регулирования номинальной скорости вращения.

После повышения мощности может уменьшаться скорость вращения ротора, поскольку отбирается кинетическая энергия. В частности, при повышении мощности в случае работы с номинальной нагрузкой, такое уменьшение может быть меньше или вообще не возникать. Уменьшение скорости вращения следует ожидать, в частности, в режиме частичной нагрузки, и оно зависит тогда от высоты и длительности повышения мощности, т.е. дополнительно отдаваемой мощности.

Ниже приводится более подробное пояснение изобретения на основании примеров выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:

фиг. 1 - частично раскрытая гондола ветровой энергетической установки с видом на ступицу и части генератора;

фиг. 2 - блок-схема с подключением без коробки передач ротора генератора и с измерением частоты;

фиг. 3 - пример выполнения соотношения мощности и частоты ветровой энергетической установки;

фиг. 4 - альтернативный относительно фиг. 3 вариант выполнения;

фиг. 5 - пример изменения мощности для постоянного повышения мощности;

фиг. 6 - пример изменения мощности при повышении мощности, которое происходит в зависимости от скорости вращения ротора;

фиг. 7 - пример изменения мощности в случае повышения мощности в зависимости от скорости вращения ротора;

фиг. 8 - изменение мощности при постоянном повышении мощности; и

фиг. 9 - возможный ход изменения значений мощности с целью выполнения повышения мощности в зависимости от частоты и для различных устанавливаемых максимальных значений повышения мощности.

На фиг. 1 схематично показана гондола 1 не имеющей коробки передач ветровой энергетической установки. Видна ступица 2 на основании частично раскрытого изображения обшивки. На ступице закреплены три роторных лопасти 4, при этом роторные лопасти 4 изображены лишь в зоне вблизи ступицы. Ступица 2 с роторными лопастями 4 образует аэродинамический ротор 7. Ступица 2 механически соединена без возможности проворачивания с ротором 6 генератора. Ротор 6 установлен с возможностью вращения относительно статора 8.

Через ротор 6 во время его вращения относительно статора 8 пропускается ток, обычно постоянный ток, с целью создания за счет этого магнитного поля и создания момента генератора, соответственно, противодействующего момента генератора, который можно, соответственно, также устанавливать и изменять с помощью этого тока возбуждения. Таким образом, при электрическом возбуждении ротора 6 его вращение относительно статора 8 создает электрическое поле в статоре 8 и тем самым электрический переменный ток.

Создаваемый в генераторе 10, который образован по существу из ротора 6 и статора 8, переменный ток выпрямляется в соответствии с показанной на фиг. 2 блок-схемой с помощью выпрямителя 12. Выпрямленный ток или, соответственно, выпрямленное напряжение затем с помощью инвертора 14 преобразуется в трехфазную систему с желаемой частотой. Созданная так трехфазная система тока и напряжения трансформируется, в частности, вверх по напряжению с помощью трансформатора 16, с целью подачи в подключенную сеть 18 тока. Теоретически можно отказаться от трансформатора или заменить его дросселем. Однако обычно требования к напряжению в сети 18 тока таковы, что требуется повышение напряжения с помощью трансформатора.

Для управления применяется основное управление 20, которое называется также основным блоком управления и образует наивысший блок управления и регулирования ветровой энергетической установки. Основное управление 20 получает информацию, среди прочего, о частоте сети от подчиненного блока 22 измерения сети. Основное управление управляет инвертором 14, а также генератором 22. В принципе можно применять, естественно, также не управляемый выпрямитель. Кроме того, основное управление 20 управляет преобразователем-регулятором 20 постоянного напряжения для подачи тока возбуждения в ротор 6, который является частью генератора 10. Основное управление 20 модифицирует, среди прочего, при падении частоты ниже предельного значения частоты сети, питание, соответственно, рабочую точку генератора. Поскольку генератор работает в режиме изменяемой скорости вращения, то подача в сеть осуществляется с помощью двухполупериодного полупроводникового преобразователя частоты, который образован по существу выпрямителем 12 и инвертором 14.

Во время работы постоянно измеряется в трех фазах напряжение сети и частота сети. Из измерения получается, во всяком случае при частоте сети 50 Гц, каждые 3,3 мс новое значение для одного из трех фазовых напряжений. Таким образом, частота сети измеряется в каждую полуволну напряжения, фильтруется и сравнивается с заранее установленными предельными значениями. Для сети с частотой 60 Гц каждые 2,7 мс, а именно, при каждом переходе через ноль, получается значение одного из 3 фазовых напряжений.

На фиг. 3 схематично показан ход изменения частоты, а также диапазоны частот в зависимости от времени, при этом изображен также ход изменения мощности.

Из фиг.3 следует, что основное управление относительно частоты различает три рабочих области, а именно, область 30 мертвой зоны, область 32 регулируемого диапазона и область 34 низкой частоты. Область мертвой зоны является частотным диапазоном между номинальной частотой fnorm, соответственно, fN, и лежащей ниже частотой fdeadband мертвой зоны. Номинальная частота обычно задана неизменной, как, например, 50 Гц для европейской объединенной сети или 60 Гц в США. Частоту fdeadband мертвой зоны можно устанавливать, за счет чего область мертвой зоны можно устанавливать во всяком случае относительно этой нижней границы. В области мертвой зоны повышение мощности не предусмотрено.

Область 32 регулируемого диапазона проходит между частотой fdeadband мертвой зоны и лежащей ниже частотой fcontrolband регулируемого диапазона. Область регулируемого диапазона можно соответствующим образом устанавливать посредством задания как частоты fdeadband мертвой зоны, так и частоты fcontrolband регулируемого диапазона, т.е. когда действительная частота принимает значения в области регулируемого диапазона, то можно осуществлять повышение активной мощности в зависимости от отклонения частоты, а именно, в частности, действительной частоты от частоты мертвой зоны, на величину повышения мощности Pincrease. При этом предусмотрено зависимое от отклонения частоты, в частности, пропорциональное повышение активной мощности. Таким образом, повышения активной мощности Pincrease является изменяемой величиной области регулируемого диапазона. Таким образом, можно осуществлять повышения активной мощности в зависимости от отклонения частоты на дополнительную мощность Pincrease от 0% до предварительно установленного значения Pincrease_set. Максимальное повышение активной мощности можно устанавливать с помощью Pincrease_set, при этом Pincrease_set можно увеличивать от 0% до Pincrease_max ступенями в 1%.

Область 34 низких частот проходит вниз от частоты fcontrolband регулируемого диапазона. Если действительная частота находится ниже частоты fcontrolband регулируемого диапазона, то в области низких частот выполняется максимальное предварительно установленное повышение мощности. Таким образом, повышение мощности Pincrease принимает максимальное значение, которое может составлять, например, 10% номинальной мощности.

На фиг. 3 показан жирной линией пример изменения действительной частоты. Сначала частота имеет значение номинальной частоты Fnorm, пока она не начинает падать в момент времени t0. Ход изменения действительной частоты обозначен позицией 36. Кроме того, показан примерный ход изменения подлежащей установке мощности, обозначенный позицией 38. Следует учитывать, что для указанного здесь в качестве примера управления мощность должна составлять по меньшей мере 4% номинальной мощности, с целью обеспечения возможности выполнения желаемого максимального повышения мощности.

В момент времени t0 действительная частота 36 падает, однако находится сначала в области 30 мертвой зоны, так что повышения мощности не происходит. Таким образом, действительная мощность, которая составляет по меньшей мере 4% номинальной мощности, сначала остается неизменной. В момент времени t1 действительная частота достигает частоты fdeadband мертвой зоны и опускается ниже ее. В показанном примере мощность 38 линейно возрастает при дальнейшем падении частоты 36. То есть, повышение мощности Pincrease, а именно, соответствующее повышение относительно начального значения PA, пропорционально здесь разнице между действительной частотой 36 и частотой fdeadband мертвой зоны. Коэффициент пропорциональности установлен в данном случае так, что повышение мощности Pincrease достигает своего максимального значения, равного 10% номинальной мощности Pn, когда частота достигает частоты fcontrolband регулируемого диапазона. Это происходит в момент времени t2. Таким образом, повышение мощности Pincrease можно в принципе задавать для области регулируемого диапазона как Pincrease=Pincrease_set×PN×(fdeadband-f)/(fdeadband-fcontrolband), если выдерживаются другие краевые условия, а также максимальные значения времени для повышения мощности.

Если частота 36 падает дальше ниже частоты fcontrolband регулируемого диапазона, то мощность 38 не может быть повышена дальше и тем самым остается с момента времени t2 сначала на максимальном значении, а именно, начальном значении плюс максимальное значение Pincrease, а именно, +10% номинальной мощности. Если частота снова увеличивается и превышает в момент времени t3 значение частоты fcontrolband регулируемого диапазона, то снова понижается также повышение мощности, пока частота 36 в момент времени t4 не превысит частоту fdeadband мертвой зоны. В этот момент времени t4 мощность снова достигает начального значения PA и больше не понижается.

Следует подчеркнуть, что на фиг. 4 показан идеализированный ход изменения и возможные динамические процессы регулирования сначала не учитываются. Кроме того, в показанном примере, в отклонение от схематичного изображения, максимальное время, в течение которого должна повышаться мощность, не должно превышать 8 с. Однако как раз при небольших повышениях мощности возможно удлинение этого времени. Следует учитывать, что линейное падение частоты и линейный подъем частоты выбраны для иллюстрации схемы регулирования и не обязательно совпадает с обычно ожидаемым изменением частоты сети электроснабжения.

На фиг. 3 показан график хода изменения частоты сети и в качестве реакции на это изменение отдаваемой мощности ветровой энергетической установки.

Можно, в частности, видеть, что в определенный момент времени t1 частота сети сильно понижается, а именно, ниже определенного значения частоты ниже номинальной частоты 50 Гц. Когда значение частоты падает, например, на 1‰ ниже номинального значения (и падает дальше), то практически мгновенно, т.е. экстремально быстро и кратковременно, т.е. в течение нескольких мс, например, 50-100 мс или же 500-1000 мс, чтобы назвать другой пример, мощность ветровой энергетической установки повышается над ее текущим значением, например, на 20% текущей мощности или на 30% выше номинальной мощности. Показанный на фиг. 3 пример исходит из повышения на 10% номинальной мощности. В экстремальном случае, когда мощность составляет как раз 4% номинальной мощности и повышается на 10% номинальной мощности, может выполняться, по меньшей мере теоретически, повышение мощности в 2,5 раза относительно текущей мощности. Это можно обосновать, среди прочего, тем, что также при малой отдаваемой мощности имеется относительно высокая скорость вращения и тем самым накоплено соответствующее большое количество энергии вращения. Так, например, при 4% номинальной мощности может быть уже достигнута скорость вращения, равная примерно 50% номинальной скорости вращения.

Когда ветровая энергетическая установка имеет указанные выше характеристики, то очень кратковременно предоставляется в распоряжение очень большое количество дополнительной мощности, что приводит к очень большому выравниванию дисбаланса между генерированием и потреблением мощности, с другим следствием очень кратковременного нарастания снова частоты сети и даже кратковременного превышения номинального значения частоты.

В показанном примере повышенная отдача мощности происходит лишь в течение примерно 2-10 с, предпочтительно лишь примерно до 3 с, в зависимости от изменения частоты.

Если, например, частота нарастает очень быстро, то повышенная отдача мощности может быть также скорее уменьшена или прекращена, в то время как повышенная отдача мощности происходит дольше, когда отдача мощности при низких частотах остается в течение более длительного времени.

На фиг. 4 показана повышенная отдача мощности также для случая, когда происходят колебания мощности, например, поскольку в целом изменяется ветер. Кроме того, на фиг. 4 показан также в остальном реально ожидаемый ход изменения параметров.

Частота 36 имеет сначала номинальную частоту, а именно, 50 Гц. В момент времени t0* частота 36 затем падает очень быстро и довольно быстро падает ниже частоты fdeadband мертвой зоны. Хотя на фиг. 4 имеет значение падение частоты ниже частоты мертвой зоны, однако это обнаруживается лишь после падения частоты ниже выбранной частоты мертвой зоны после времени Δtdetect измерения, при этом это время измерения составляет максимально 20 мс. Таким образом, понижение частоты измеряется, согласно фиг. 4, в момент времени t1* и после этого повышается мощность 38. До максимального повышения мощности Pincrease на 10% номинальной мощности выше еще имеющейся в момент времени t1* мощности проходит время Δtincrease повышения ≤800 мс. При уменьшении частоты ниже выбранной частоты fdeadband мертвой зоны, с помощью основного управления за счет внутренних функций управления достигается повышение мощности Pincrease, равное максимально 10% номинальной мощности ветровой энергетической установки для установленного времени tmax. Время распознавания нижней частоты меньше 20 мс. Величина дополнительной мощности Pincrease зависит прямо пропорционально от установленного максимально допустимого повышения мощности и от отклонения частоты. Мощность повышается, во всяком случае на основании отклонения частоты, с постоянным градиентом примерно 250 кВт/с. За счет этого в данном представленном случае достигается повышение мощности на максимальное значение, равное максимально 10% номинальной мощности ветровой энергетической установки за время ≤800 мс. Повышение мощности Pincrease возможно максимально в течение 8 с. После максимально 8 с в показанном примере активная мощность ветровой энергетической установки снова переводится с градиентом примерно 250 кВт/с в обычную, в частности, прежнюю рабочую точку.

Таким образом, исходя из момента времени t1*, после примерно 800 мс в момент времени t2* достигается максимальное повышение мощности. Установленная максимально повышенная мощность удерживается до момента времени t3*, чтобы затем до момента времени t4* постепенно снова понижаться до примерно начального значения, соответственно, в зависимости от ветра до нового значения. Время от t1* до t4*, которое можно обозначить также как tmaxP-increase, составляет для показанного примера максимально 8 с. Следует учитывать, что на фиг. 4 соотношения показаны лишь схематично и точные значения, включая точные значения времени, не могут быть считаны точно.

Следует отметить, что частота 36 во время повышения мощности, в частности, после момента времени t2*, снова увеличивается и это также обуславливается повышением мощности, т.е. дополнительно отдаваемой в сеть мощностью. Хотя это в решающей степени зависит от сети и ветровой энергетической установки, в частности, от того, осуществляется ли такая отдача мощности еще другими ветровыми энергетическими установками. Однако в показанном примере выполнения частота не увеличивается в диапазоне повышения мощности снова до номинальной частоты. Тем не менее повышение мощности на основании достижения максимального времени уменьшается и прекращается.

Для повышенной отдачи мощности в ветровой энергетической установке согласно изобретению применяется накопленная во вращающейся системе из ротора и генератора на основании момента инерции вращательная энергия. То есть, за счет дополнительного отвода мощности, которая лежит выше мощности, собственно заданной характеристикой мощности ветровой энергетической установки, вся система из ротора и генератора хотя и продолжает вращаться, однако теряет вращательную энергию и тем самым после повышенной отдачи мощности вращается медленнее, чем прежде, поскольку из всей системы отдается больше мощности, чем подводится с помощью ветра.

Однако поведение ветровой энергетической установки в соответствии с изобретением приводит, прежде всего, к тому, что удается успешно справляться с критичными случаями низкой частоты или, соответственно, успешно подавлять с помощью существующих ветровых энергетических установок, так что также внутри критичного промежутка времени, например, 1-8 с, в частности, 1-3 с после возникновения случая низкой частоты, можно инициировать дальнейшие меры по управления сетью, которые после отдачи ветровой энергетической установкой, соответственно, ветровыми энергетическими установками (или всем ветровым парком) своей дополнительной энергии, срабатывают и успешно поддерживают сеть.

Техническая возможность повышения мощности Pincrease в случае низкой частоты сети принципиально обеспечивается с моментальной мощности Pactual, равной 10% номинальной мощности. В этом случае возможно повышение Pincrease мощности на 10% относительно номинальной мощности. На фиг. 5-8 показана принципиальная возможность повышения мощности на 200 кВт для рассматриваемой в качестве примера ветровой энергетической установки. При этом 200 кВт образуют 10% номинальной мощности. В принципе для выполнения повышения мощности во время поддержки частоты можно выбирать между двумя возможностями, а именно, между зависящим от частоты повышением мощности, как показано на фиг. 5, и зависящим от частоты и зависящим от скорости вращения повышением мощности, как показано на фиг. 6.

Вариант выполнения, который пояснен выше применительно к фиг. 4, и значения которого показаны на фиг. 4, можно пояснить следующим образом.

При изменениях частоты ниже мертвой зоны осуществляется требуемое повышение мощности с постоянным градиентом примерно 250 кВт/с. Повышение мощности Pincrease вплоть до 10% номинальной мощности ветровой энергетической установки (WEA) достигается примерно после 800 мс. При небольших изменениях частоты внутри регулируемого диапазона и в диапазоне мощности ниже 500 кВт, градиент мощности слегка уменьшается за счет обусловленного генератором поведения при изменениях мощности. Повышение мощности Pincrease возможно в течение времени максимально 6,4 с. Самое позднее через 7 с активная мощность ветровой энергетической установки снова возвращается с градиентом 250 кВт/с в нормальную рабочую точку. Время регулирования зависит от ветровых условий и устанавливающейся во время отдачи мощности скорости вращения установки. Переход к отдаче мощности в сеть завершается в течение примерно 1 с.

На фиг. 5 показана зависимость заданной мощности Porder от времени для случая, когда повышение мощности не проводится. Эта кривая показана также для сравнения. В момент времени tB на фиг. 5 фиксируется нижняя частота и задается повышение мощности 200 кВт. Эта представленная по существу прямоугольная кривая мощности обозначена как Pincrease. Эта мощность Pincrease возрастает в момент времени tB на повышенное на 200 кВт значение и удерживается на этом постоянном значении до конечного момента времени tE, а затем падает до значения нормальной кривой заданной мощности Porder. Нормальная кривая заданной мощности Porder за это время падает без оказания влияния на кривую Pincrease. Время между начальным моментом времени tB и конечным моментом времени tE составляет примерно 8 с. Кроме того, показана еще кривая мощности Pactual, которая соответствует действительному значению отдаваемой в сеть мощности. Таким образом, в соответствии с фиг. 5, повышение мощности Pincrease в течение заранее установленного времени tmax отдачи пропорционально частоте сети. Это соответствует отдаче мощности независимо от устанавливающейся скорости вращения ротора ветровой энергетической установки.

Относительно фиг. 5 следует дополнительно пояснить, что мощность ветровой энергетической установки зависит во время поддержки частоты лишь от частоты сети. В течение заранее установленного времени tmax отдачи получается дополнительно требуемое пропорционально отклонению частоты повышение мощности Pincrease. Таким образом, общая отдача активной мощности Pactual является суммой из мощности в соответствии с характеристикой зависимости мощности от скорости вращения в момент времени активации эмуляции момента инерции и требуемого повышения мощности Pincrease. Общая отдача активной мощности ограничена максимальной кажущейся мощностью ветровой энергетической установки. На графиках мощности, показанных на фиг. 7-9, изображены эти границы для различных конфигураций ветровой энергетической установки.

При зависимом от частоты и зависимом от скорости вращения повышении мощности, согласно фиг. 6, достигаемое повышение мощности пропорционально предварительно установленному времени отдачи и дополнительно изменяется в зависимости от устанавливающейся скорости вращения ротора. В зависимости от скорости ветра и устанавливающейся скорости вращения ротора осуществляется повышение мощности согласованно со скоростью вращения. Обозначения на фиг. 6 соответствуют обозначениям на фиг. 5, и в момент времени tB измеряется низкая частота и происходит повышение мощности примерно на 200 кВт. Затем до конечного момента времени tE понижается скорость вращения и тем самым также заданная мощность без учета повышения мощности, а именно, мощность Porder. Повышение мощности Pincrease сохраняет примерно значение 200 кВт сверх соответствующей действительной заданной мощности Porder. Затем в момент времени tE повышение мощности заканчивается и мощность Pactual падает до значения заданной мощности Porder.

Дополнительно в виде пояснения к фиг. 6 следует отметить, что мощность ветровой энергетической установки остается также во время поддержки частоты управляемой в зависимости от скорости ветра с помощью заданной характеристики зависимости мощности от скорости вращения. Общая отдача активной мощности Pactual в течение предварительно установленного времени tmax отдачи получается, таким образом, в виде суммы из действительной зависимой от скорости вращения мощности Р и требуемого пропорционально отклонению частоты повышения мощности Pincrease.

На фиг. 7 и 8 показанные связанные с фиг. 5 и 6 измерения или, соответственно, отметки заданного значения мощности Pref и действительного установленного значения мощности Pactual. Заданное значение мощности Pref относится при этом к заданной мощности с учетом повышения мощности. При этом показанные на фиг. 7 изменения мощности соответствуют зависимому от частоты и зависимому от скорости вращения повышению мощности, аналогично показанному на фиг. 6. Показанные на фиг. 8 изменения мощности соответствуют лишь зависимому от частоты повышению мощности, аналогично показанному фиг. 5. Однако следует учитывать, что на фиг. 5-8 показаны собственно изменения.

На фиг. 9 показано отличное от варианта выполнения возможное зависимое от частоты повышение мощности Pincrease в зависимости от выбранного значения Pincrease_set. Три показанные в качестве примера кривые обозначены как Pincrease′, Pincrease′′ и Pincrease′′′.

Дополнительная мощность Pincrease пропорциональна измеренному отклонению частоты ниже частоты мертвой зоны. Повышение мощности линейно повышается от частоты fdeadband мертвой зоны от 0% до предварительно установленного повышения мощности Pincrease_set при достижении частоты fcontrolband управляемого диапазона. Предварительно установленное повышение мощности Pincrease_set может дополнительно задаваться в зависимости от номинальной мощности, когда этого требует поставщик сети, ступенями в 1% от номинальной мощности до максимально допустимого повышения мощности Pincrease max. Pincrease_set не превышается также при больших отклонениях частоты. Возникающие в течение времени отдачи изменения частоты приводят к непосредственному согласованию повышения мощности.

Отношение Pincrease/Pnenn в % может быть представлено в зависимости от действительной частоты или измеряемой частоты fmess и в зависимости от значения Pincrease_set, которое указано в %, с помощью следующей формулы, при этом ftotband означает то же, что и fdeadband:

Pincrease/Pnenn[%]=((ftotband-fmess)/(ftotband-fcontrolband)) ×Pincrease_set[%]

В таблице 1 приведены в качестве примера характеристические значения, соответственно, устанавливаемые диапазоны. В принципе частота мертвой зоны может быть обозначена как ftotband или fdeadband, а частота регулируемого диапазона как fRegelband или fcontrolband. Повышение мощности может быть обозначено как Pincrease или Pextra и номинальная мощность как PN или Pnenn. В строке «максимальное повышение мощности» можно выбирать между применением Pextra = постоянной или Pextra = переменной, в зависимости от применения зависимого от частоты повышения мощности или зависимого от частоты и зависимого от скорости вращения повышения мощности.

Таблица 1
Измерение частоты
Разрешение по частоте 0,01 Гц
Точность частоты 0,004 Гц
Время распознавания частоты t=0,02 с
Диапазон измерения частоты 40-70 Гц
Диапазон частот Сеть 50 Гц 60 Гц
Максимальная частота 57 Гц 67 Гц
Номинальная частота 50 Гц 60 Гц
Минимальная частота 43 Гц 53 Гц
Эмуляция момента инерции при низкой частоте
Максимальное время повышения мощности 8 с
Время обнаружения 0,02с
Сеть 50 Гц 60 Гц
Частота fdeadband мертвой зоны 49-50 Гц 59-60 Гц
Частота fcontrolband управляемого диапазона 47-50 Гц 57-60 Гц
Повышение мощности
Повышение мощности Pincrease set 0-10% относительно Pnenn
Макс. повышение мощности Pincrease max 10% относительно Pnenn
Возможность установки По 1% относительно Pnenn
Норм. мощность Доп. мощность
Макс. повышение мощности от 0% до 4%Pnenn Pextra ≈ 0
от 4% до 100%Pnenn Pextra= пост Pextra≤10%Pnenn
от 4% до 100%Pnenn Pextra= перем Pextra≤10%Pnenn
Градиент повышения мощности dP/dt ≈250 кВт/с
Время распознавания 0,02 с
Время нарастания (для 200 кВт) ≈0,8 с
Время падения или регулирования ≤1,0 с
Время ожидания до следующего повышения ≥2 × макс.длительность повышения

1. Способ работы ветровой энергетической установки, при этом ветровая энергетическая установка подключена к сети электроснабжения и при работе, т.е. когда есть ветер, который имеет скорость выше начальной скорости и ниже скорости отключения, поставляет электрическую энергию в сеть электроснабжения, а именно, с желаемым или, соответственно, требуемым для сети электроснабжения напряжением и частотой, при этом при работе ветровой энергетической установки выше номинального значения или, соответственно, ниже скорости отключения, ротор ветровой энергетической установки, который имеет по меньшей мере одну лопасть ротора, вращается, при этом с ротором ветровой энергетической установки соединен генератор, который приводят в действие ротором для генерирования электрической энергии, при этом ветровая энергетическая установка имеет средства для измерения имеющейся в сети электроснабжения частоты, причем эти средства для измерения частоты сети соединены с управляющим устройством для управления работой ветровой энергетической установки, отличающийся тем, что отдаваемую генератором ветровой энергетической установки в сеть мощность быстро и в течение короткого времени повышают выше текущей мощности ветровой энергетической установки, когда частота электрической сети лежит на заданное значение ниже желаемой номинальной частоты сети и/или когда частота сети падает с градиентом частоты, а именно, с изменением во времени, величина которого превышает заданную величину изменения, при этом
- в области мертвой зоны, а именно в диапазоне частот сети между номинальной частотой сети и лежащей ниже частотой мертвой зоны, мощность не изменяют,
- в области регулируемого диапазона, а именно в диапазоне частот сети между частотой мертвой зоны и лежащей ниже частотой регулируемого диапазона, мощность повышают в зависимости от отклонения частоты сети от частоты мертвой зоны,
- в области низкой частоты, а именно в диапазоне частот сети ниже частоты регулируемого диапазона, мощность постоянно повышена на максимальное предварительно установленное повышение мощности.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что заданное значение частоты больше 1‰, предпочтительно больше 2‰, особенно предпочтительно больше 3‰ номинальной частоты сети, и/или что заданная величина изменения больше 0,1 Гц/с, в частности, лежит в диапазоне 0,2-7 Гц/с, предпочтительно в диапазоне 0,5-2 Гц/с.

3. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что быстрое повышение мощности происходит с использованием накопленной в моменте инерции системы ротора и генератора энергии вращения.

4. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что частота отдаваемой мощности всегда соответствует действительной частоте сети, т.е. отдаваемая мощность принимает частоту ниже частоты сети, когда частота сети ниже номинального значения частоты сети, например, 50 или 60 Гц.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что частота отдаваемой мощности всегда соответствует действительной частоте сети, т.е. отдаваемая мощность принимает частоту ниже частоты сети, когда частота сети ниже номинального значения частоты сети, например, 50 или 60 Гц.

6. Способ по любому из пп.1, 2 или 5, отличающийся тем, что повышение мощности осуществляют выше текущей мощности, т.е. также выше номинальной мощности, когда перед этим осуществлялась отдача номинальной мощности.

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что повышение мощности осуществляют выше текущей мощности, т.е. также выше номинальной мощности, когда перед этим осуществлялась отдача номинальной мощности.

8. Способ по п.4, отличающийся тем, что повышение мощности осуществляют выше текущей мощности, т.е. также выше номинальной мощности, когда перед этим осуществлялась отдача номинальной мощности.

9. Способ по любому из пп.1, 2, 5, 7 или 8, отличающийся тем, что внутри промежутка времени от 10 до 1000 мс, в частности, 20-500 мс, предпочтительно 50-100 мс после уменьшения частоты ниже заданного значения частоты сети или, соответственно, после превышения заданной величины изменения, осуществляют повышение мощности и/или что отдачу повышенной мощности, т.е. мощности, которая лежит выше установленной перед этим мощности, осуществляют в течение другого промежутка времени, равного по меньшей мере 0,5 с, предпочтительно по меньшей мере от 1 с до максимально 30 с, предпочтительно максимально примерно 3-6, 8, 10, 12 или 15 с.

10. Способ по п.3, отличающийся тем, что внутри промежутка времени от 10 до 1000 мс, в частности, 20-500 мс, предпочтительно 50-100 мс после уменьшения частоты ниже заданного значения частоты сети или, соответственно, после превышения заданной величины изменения, осуществляют повышение мощности и/или что отдачу повышенной мощности, т.е. мощности, которая лежит выше установленной перед этим мощности, осуществляют в течение другого промежутка времени, равного по меньшей мере 0,5 с, предпочтительно по меньшей мере от 1 с до максимально 30 с, предпочтительно максимально примерно 3-6, 8, 10, 12 или 15 с.

11. Способ по п.4, отличающийся тем, что внутри промежутка времени от 10 до 1000 мс, в частности, 20-500 мс, предпочтительно 50-100 мс после уменьшения частоты ниже заданного значения частоты сети или, соответственно, после превышения заданной величины изменения, осуществляют повышение мощности и/или что отдачу повышенной мощности, т.е. мощности, которая лежит выше установленной перед этим мощности, осуществляют в течение другого промежутка времени, равного по меньшей мере 0,5 с, предпочтительно по меньшей мере от 1 с до максимально 30 с, предпочтительно максимально примерно 3-6, 8, 10, 12 или 15 с.

12. Способ по п.6, отличающийся тем, что внутри промежутка времени от 10 до 1000 мс, в частности, 20-500 мс, предпочтительно 50-100 мс после уменьшения частоты ниже заданного значения частоты сети или, соответственно, после превышения заданной величины изменения, осуществляют повышение мощности и/или что отдачу повышенной мощности, т.е. мощности, которая лежит выше установленной перед этим мощности, осуществляют в течение другого промежутка времени, равного по меньшей мере 0,5 с, предпочтительно по меньшей мере от 1 с до максимально 30 с, предпочтительно максимально примерно 3-6, 8, 10, 12 или 15 с.

13. Способ управления ветровым парком, содержащим по меньшей мере две ветровые энергетические установки, в котором управление каждой ветровой энергетической установкой осуществляют в соответствии со способом по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что управление повышением подлежащей отдаче в сеть мощности всех ветровых энергетических установок осуществляют единообразно и/или центрально.

14. Ветровая энергетическая установка, подготовленная для выполнения способа по любому из пп.1-13.

15. Ветровой парк, содержащий несколько ветровых энергетических установок по п.14 и/или подготовленный для выполнения способа по п.13.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области ветроэнергетики и может быть применено для выработки электроэнергии. Изобретение направлено на уменьшение массы и габаритов установки.

Изобретение относится к области ветроэнергетики. Ротор ветроэлектрогенератора содержит ступицу, лопасти, спицы, обод и ферромагнитные тела, установленные на ободе.

Изобретение относится к области ветроэнергетики и может быть использовано для получения электроэнергии. Ветроэлектрогенератор сегментного исполнения содержит башню, поворотное основание, траверсы, статорные элементы, первую и верхнюю вторую стойки с ветроколесами и роторными элементами.

Изобретение относится к области электрических машин, в частности к генераторам ветроэнергетических установок. Техническим результатом является упрощение технологии, уменьшение стоимости.

Изобретение относится к области ветроэнергетики. Изобретение направлено на увеличение степени использования стоек U-образных магнитопроводов.

Вертикальный ветровой электрогенератор содержит опорную колонну (1), по крайней мере один генераторный блок (2), по крайней мере две лопасти (3), устройство контроля возбуждения, выпрямительное устройство, реверсивный частотный преобразователь, фланцы, опоры, систему охлаждения, подъемный механизм (80) и подъемную систему.

Изобретение относится к ветроэнергетике и может быть использовано для питания электроэнергией различных потребителей, в частности, работающих на постоянном токе.

Изобретение относится к области ветроэнергетики и может быть применено для выработки электроэнергии. Безредукторный ветроэлектроагрегат содержит башню, поворотное основание, снабженное ветроколесом с сегментными роторными элементами и установленной в подшипники втулкой, кронштейном со статорными элементами, в состав которых входят наконечники, рабочие катушки, источник возбуждения и хвостовой направляющий элемент.

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в ветроэнергетической установке. Технический результат изобретения заключается в получении более эффективного охлаждения кольцевого генератора.

Группа изобретений относится к области авиации. Высотная платформа включает связку из летательных аппаратов, которые соединены между собой посредством гибкого кабель-троса, обеспечивающего передачу усилий и содержащего каналы передачи электроэнергии и информационного управляющего сигнала от одного аппарата к другому.

Изобретение относится к области ветроэнергетики. Сегментный ротор содержит ступицу, лопасти, спицы, обод и ферромагнитные тела, установленные на ободе с помощью элементов крепления. Ферромагнитные тела изготовлены в виде коротких труб, средняя часть которых снабжена выборкой, обращенной к ободу, а элементы крепления выполнены в виде стягивающих ленточных хомутов. Изобретение позволяет понизить массу и габариты сегментного ротора при минимизации его стоимости. 1ил.

Изобретение относится к области электротехники и ветроэнергетики. Предлагаемый статор ветроэлектроагрегата содержит магнитопроводы, систему возбуждения, стяжные элементы и обмотку, при этом согласно изобретению статор выполнен в виде П-образной скобы и пакета пластин, на которых установлены сердечники с рабочей катушкой и катушкой возбуждения, а средняя часть указанного пакета жестко связана со средней частью указанной П-образной скобы. Технический результат - высокая технологичность статора ветроэлектроагрегата, достигаемая за счет обеспечения возможности регулировать кривизну воздушного зазора, подстраивая данный статор к различным роторам путем прижатия середины пакета пластин к средней части указанной П-образной скобы, а также уменьшение затрат на изготовление статора путем уменьшения количества магнитопроводов и стяжных элементов статора ветроэлектроагрегата. 1 ил.

Изобретение относится к области ветроэнергетики. Ротор сегментного ветроэлектрогенератора содержит ступицу, лопасти, обод и ферромагнитные тела, установленные на ободе. Ферромагнитные тела выполнены в виде отрезков труб прямоугольного профиля. Средняя часть отрезков имеет выборку трех сторон профиля, а четвертая сторона снабжена изгибом, линия которого перпендикулярна ободу. Изобретение позволяет понизить массу и габариты сегментного ротора при минимизации его стоимости. 5 ил.

Изобретение относится к области электромашиностроения, а именно к магнитоэлектрическим генераторам, использующим для вращения ротора энергию воздушного потока. Техническим результатом является сохранение выработки электроэнергии при малых и больших скоростях ветра, а также при повышенных электрических нагрузках. Ветроэлектрогенератор содержит установленные на валу ветроколесо и магнитоэлектрический генератор, ротор которого выполнен в виде двух дисков с равномерно размещенными на них постоянными магнитами, неподвижный статор с равномерно расположенными на нем катушками индуктивности расположен между дисками ротора, центробежные регуляторы магнитного зазора и лепестковые пружины установлены на валу, вал имеет продольные шлицевые пазы, в которые установлены выступы, выполненные в дисках ротора, диски ротора установлены на валу с возможностью перемещения в осевом направлении относительно неподвижного статора, лепестковые пружины установлены с возможностью увеличения магнитного зазора между постоянными магнитами ротора и катушками индуктивности статора, каждый центробежный регулятор магнитного зазора выполнен в виде двуплечего рычага и установлен с возможностью уменьшения магнитного зазора между постоянными магнитами ротора и катушками индуктивности статора, а на другом плече установлен груз. 1 ил.

Изобретение относится к ветроэнергетике. Блочная ярусная и рядная ветровая электростанция состоит из установленной и закрепленной на фундаменте блочной ярусной и рядной эстакады. Каждый ярус образуют блоки, установленные в два ряда с кожухами, имеющими на своей поверхности звукоизоляцию и состоящими из патрубков и средних частей, в которых устанавливаются ветроэнергетические установки. Ветроэнергетические установки оборудованы электромеханической системой для поворота их внутри кожухов от сигнала датчиков направления ветра, при изменении направления ветра на противоположное. Патрубки кожухов имеют форму очертаний квадрата во входной части с последующим переходом к форме очертаний усеченного конуса, форма патрубков позволяет улавливать косые потоки ветра и направлять их в средние части. Блоки первого яруса крепятся к основанию и между собой, блоки последующих ярусов крепятся к предыдущим и между собой. Ветроэнергетическая электростанция, кроме лестниц, оборудуется грузопассажирским лифтом, на крыше последнего яруса могут устанавливаться солнечные батареи, свободное пространство под первым ярусом используется для размещения инвертора, дизельгенератора и аккумуляторной. Изобретение позволяет максимально использовать энергию ветрового потока. 2 ил.

Изобретение относится к ветроэнергетике, в частности к системам отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных зданий. Ветровой водонагреватель содержит вертикальный корпус, крышку и днище, внутри которого закреплены верхняя, средняя и нижняя перфорированные перегородки. Вертикальный вал, установленный в крышке через фланец и отключающее устройство, соединен с валом ветродвигателя. Внизу вал установлен в отверстии неподвижного диска, прикрепленного к днищу, жестко соединен с подвижным диском. На каждой из трех перегородок сверху закреплены пустотелые втулки, заполненные веществом, изменяющим свое агрегатное состояние. Верхняя часть указанных втулок прикреплена к неподвижному диску, контактирующему с подвижным диском, закрепленным на валу. На валу под крышкой закреплены радиально четыре лопасти в виде полуцилиндров отрезков труб. Внизу над подвижным диском с лопастями в таком же виде закреплены четыре нижние лопасти. Внутри трех втулок на валу напротив отверстий закреплены радиально по четыре лопасти в виде полуцилиндров. Предлагаемый ветровой водонагреватель прост по конструкции, компактен, имеет значительный коэффициент преобразования механической энергии в тепловую, многофункционален. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области ветроэнергетики, а именно к ветроэлектрогенераторам с преимущественно тихоходными ветроколесами. Статор ветроэлектроагрегата содержит катушку, источник возбуждения и магнитопроводы, причем согласно изобретению статор содержит нижний ферромагнитный уголок и верхний неферромагнитный уголок. На горизонтальной полке нижнего ферромагнитного уголка укреплены рабочая катушка с сердечником и источник возбуждения, а в горизонтальной полке верхнего неферромагнитного уголка выполнены отверстия, в которых установлены сердечник рабочей катушки и наконечник источника возбуждения. Технико-экономическим преимуществом данного статора является его интегрированная конструкция, объединяющая рабочую катушку, источник возбуждения, магнитопровод и крепящие элементы, что позволяет улучшить массогабаритные показатели при минимизации его стоимости. 5 ил.

Статор // 2523683
Изобретение относится к области ветроэнергетики, а именно к ветроэлектрогенераторам с преимущественно тихоходными колесами. Изобретение направлено на уменьшение массы и габаритов генератора при минимизации его стоимости. Cтатор содержит основание, катушки, источник возбуждения и два полосовых магнитопровода, первый из которых закреплен на основании, на внешнем его конце установлена первая катушка с сердечником, между вторым магнитопроводом и основанием установлены прокладки, на внешнем конце второго магнитопровода установлена вторая катушка с сердечником, а внутренние концы магнитопроводов соединены внахлест и на этом соединении установлен источник возбуждения. Техническим результатом является высокая технологичность статора, а также его большая эффективность. 2 ил.

Изобретения относятся к области ветроэнергетики и могут быть использованы для получения электрической или механической энергии. Ветродвигатель состоит из ветроколеса, содержащего вращающиеся цилиндры, из привода цилиндров, источника питания, электрогенератора, кинематически соединенного с ветроколесом, устройства ориентации ветродвигателя на поток ветра. Ветроколесо, расположенное горизонтально, выполнено в виде барабана, с торцов которого на неподвижной оси в опорах закреплены вращающиеся диски, в них по окружности на своих осях размещены цилиндры с приводом. Внутри барабана перпендикулярно к направлению потока размещен экран, прикрепленный к неподвижной оси ветродвигателя. Привод выполнен от одного двигателя посредством гибкой связи на шкивы цилиндров, находящихся на наветренной стороне. В другом варианте выполнения привод цилиндров выполнен из реверсивных электродвигателей, закрепленных на барабане и оснащенных контактным токосъемом, а на неподвижной оси закреплен дополнительно введенный диск с двумя кольцевыми дорожками для токосъема, при этом кольцевые дорожки для токосъема могут быть выполнены в виде двух полуколец, расположенных на наветренной стороне, двух полуколец дорожек - на подветренной стороне потока, и эти пары полуколец соединены разнополярно с источником питания, а внутри барабана перпендикулярно к направлению потока может быть размещен экран, прикрепленный к неподвижной оси ветродвигателя. Изобретения позволяют значительно увеличить эффект от использования силы Магнуса, поскольку снимаются ограничения на длину, диаметр цилиндров и на их число в ветроколесе. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области ветроэнергетики, в частности к роторам ветроэлектрогенераторов сегментного типа. В роторе ветроэлектрогенератора, содержащем ступицу, лопасти, дугообразные элементы и магнитопроводы, согласно изобретению магнитопроводы выполнены в виде отрезков труб, внутри которых размещены крепящие элементы, выступающие за торцы труб, которые связаны с дугообразными элементами, например хомутами со стягивающими болтами. Ферромагнитные магнитопроводы в виде отрезков труб образуют по существу зубцы роторов. Преимуществом данного ротора является технологичность, дешевизна исходных заготовок, представляющих собой отрезки труб, что обеспечивает уменьшение массы и габаритов ротора ветроэлектрогенератора при минимизации его стоимости. 2 ил.
Наверх