Елистратов В.В., Кузнецов М.В. Теоретические основы нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Часть 1.Определение ветроэнергетических ресурсов региона
Подождите немного. Документ загружается.
0
25
50
75
100
0 2 4 6 8 10121416182022
u, м/с
F,
%
Рис.10. Интегральная F(u) и дифференциальная f(u) повторяемости скорости
ветра (станция Ломоносов)
F(u)
f(u)
Градация
скорости
u
гр
0-1 2-3 4-5 6-7 8-9 10-11 12-13 14-15 16-17 18-20
Среднее
значение
градации
u 0,5 2,5 4,5 6,5 8,5 10,5 12,5 14,5 16,5 19
Дифферен-
циальная
повторяемость
dF=f(u) 11,9 21,6 27,4 20,2 10,6 4,3 2,7 1,03 0,2 0,03
Интегральная
повторяемость
F(u) 11,9 33,5 60,9 81,1 91,7 96,0 98,7 99,73 99,93 99,95
Последняя строка в данной таблице получается из предпоследней путем
суммирования:
F(u)=
∑
∆
u
0
i
F . (9)
Дискретные табличные данные могут быть математически обработаны и
получены непрерывные функции дифференциальной повторяемости f(u) и
интегральной повторяемости F(u):
F(u)=
∫
⋅
u
0
du)u(f . (10)
На рис. 10 указанные зависимости представлены в графическом виде.
2.5. Математические функции распределения скорости ветра.
Чаще всего пользуются распределением Вейбулла-Гудрича, отражающим
повторяемость скорости ветра для условий равнинной местности [1, 7].
Интегральная повторяемость:
(
)
(
)
γ
γ
β−=β= u/- ехр1/u- e-1 F(u)
(11)
Дифференциальная повторяемость:
β
−⋅
β
⋅
β
γ
==
γ−γ
u
exp
u
du
dF
f(u)
1
. (12)
Параметр масштаба β имеет размерность (м/с) и близок к значению
1,1·u
год
. Безразмерный параметр формы γ меняется в пределах от 0,8 до 2÷2,5.
На рис. 11 и рис. 12 приведены изолинии указанных параметров для
территории РФ (по результатам разработок ГГО им. Воейкова [11]).
Параметры β и γ связаны между собой через среднее значение скорости ветра:
γ
+
=β
1
1Г
u
год
, (13)
где
γ
+
1
1Г
– гамма функция.
Математическое распределение Гриневича имеет вид:
⋅−⋅
⋅
∆
⋅α=
n
год
P
год
u
u
kexp
u
u
u
u
f(u)
, (14)
где u
год
– среднегодовая скорость ветра;
α, p, k, n – безразмерные параметры уравнения.
На основании уравнения (14) математическим путем получены таблицы
распределения скоростей ветра по градациям, приведенными в приложении .
Которыми можно пользоваться при ветроэнергетических расчетах.
2.6. Мощность ветрового потока, коэффициент использования
установленной мощности ВЭУ, плотность технического ветропотенциала.
Мощность ветрового потока (N) через площадь, перпендикулярную
направлению потока, определяется выражением [3]:
[]
ВтFu613,0
с
мкг
Fu
2
1
N
33
⋅⋅=
⋅
⋅ρ= , (15)
где u – скорость потока (ветра), м/с;
F – площадь, м
2
;
ρ – массовая плотность воздуха,
4
2
м
скг ⋅
.
g
γ
=ρ
, (16)
где γ – уд. вес воздуха, кг/м
3
;
g – ускорение силы тяжести, м/с
2
.
Удельная мощность ветрового потока:
3
уд
u613,0
F
N
N ⋅==
2
м
Вт
. (17)
Выражение (17) определяет мгновенную мощность ветрового потока со
скоростью u в данный момент времени.
Природные ветроэнергетические ресурсы (ветроэнергетический
потенциал) определяются как среднегодовая удельная мощность ветрового
потока:
N
е
=
год
.уд.год
Т
Э
2
м
Вт
, (18)
где Т
год
= 8760 ч – число часов в году;
Э
год. уд.
– удельная годовая энергия ветрового потока, (Вт·ч).
Имея годовое распределение скорости ветра по градациям, можно
определить энергию каждой градации (∆Э
гр.
) и операцией дискретного
суммирования получить Э
год. уд.
.
∑∑∑∑
=⋅⋅⋅ρ=⋅⋅⋅ρ=∆=∆=
макс максмаксмакс
u
0
u
0
3
годгод
3
u
0
.гр
u
0
.груд.год
dFuТ
2
1
)dFТ(u
2
1
)t(NЭ Э
∑
⋅⋅⋅=
макс
u
0
3
dFu8760613,0
, (Вт·ч) (19)
Тогда в соответствии с выражением (18) имеем:
∑
⋅⋅=
макс
u
0
3
е
dFu0,613N,
2
м
Вт
. (20)
Переходя от дискретного суммирования к математическому
интегрированию годовой функции распределения скорости ветра, получим
известное выражение:
N
e
=
∫∫
⋅⋅⋅=⋅ρ
макс макс
u
0
u
0
33
du)u(fu613,0dFu
2
1
,
[
]
2
м/Вт . (21)
В соответствии с (21) в результате математических преобразований
величина N
е
может быть выражена через параметры β и γ функции Вейбулла
[3]:
N
e
=
+
γ
⋅β⋅ρ 1
3
Г
2
1
3
,
2
м
Вт
(22)
где
613,0
2
1
=ρ ;
8
8 4 8
,
1 8
,
3 8
,
1 7
,
7 7
,
3 6
,
8 6
,
3 5
,
6 5
,
1 4
,
5 4 3
,
6 3
,
1 2
,
6 2
,
4 2 1
,
7 1
,
5 1
,
3 1 5
8
,
1 3
,
9 8 8
,
2 8 7
,
7 7
,
3 6
,
7 6
,
2 5
,
6 5
,
1 4
,
6 4 3
,
6 3
,
1 2
,
7 2
,
4 2
,
1 1
,
7 1
,
5 1
,
3 1
,
1 5
,
2
8
,
2 3
,
9 7
,
9 8
,
1 7
,
9 7
,
6 7
,
2 6
,
7 6
,
2 5
,
6 5
,
1 4
,
6 4 3
,
6 3
,
2 2
,
7 2
,
4 2
,
1 1
,
8 1
,
6 1
,
3 1
,
1 5
,
4
8
,
3 3
,
9 7
,
8 8 7
,
8 7
,
5 7
,
1 6
,
6 6
,
2 5
,
6 5
,
1 4
,
6 4 3
,
6 3
,
2 2
,
8 2
,
5 2
,
1 1
,
8 1
,
6 1
,
4 1
,
1 5
,
7
8
,
4 3
,
8 7
,
7 7
,
9 7
,
7 7
,
5 7
,
1 6
,
6 6
,
1 5
,
6 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
7 3
,
2 2
,
8 2
,
5 2
,
1 1
,
8 1
,
6 1
,
4 1
,
2 5
,
9
8
,
5 3
,
8 7
,
6 7
,
8 7
,
7 7
,
4 7 6
,
5 6
,
1 5
,
6 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
7 3
,
2 2
,
8 2
,
5 2
,
2 1
,
9 1
,
6 1
,
4 1
,
2 6
,
2
8
,
6 3
,
7 7
,
5 7
,
7 7
,
6 7
,
4 7 6
,
5 6
,
1 5
,
5 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
7 3
,
3 2
,
8 2
,
6 2
,
2 1
,
9 1
,
6 1
,
5 1
,
2 6
,
4
8
,
7 3
,
7 7
,
5 7
,
6 7
,
5 7
,
3 6
,
9 6
,
5 6 5
,
5 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
7 3
,
3 2
,
9 2
,
6 2
,
2 1
,
9 1
,
7 1
,
5 1
,
3 6
,
6
8
,
8 3
,
6 7
,
4 7
,
5 7
,
5 7
,
2 6
,
8 6
,
5 6 5
,
5 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
7 3
,
3 2
,
9 2
,
6 2
,
3 2 1
,
7 1
,
5 1
,
3 6
,
9
8
,
9 3
,
6 7
,
3 7
,
5 7
,
4 7
,
1 6
,
8 6
,
4 6 5
,
5 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
7 3
,
3 2
,
9 2
,
6 2
,
3 2 1
,
7 1
,
6 1
,
3 7
,
2
9 3
,
6 7
,
2 7
,
4 7
,
3 7
,
1 6
,
7 6
,
4 5
,
9 5
,
4 5
,
1 4
,
6 4
,
1 3
,
8 3
,
3 2
,
9 2
,
6 2
,
3 2 1
,
8 1
,
6 1
,
4 7
,
5
9
,
1 3
,
5 7
,
1 7
,
3 7
,
3 7 6
,
6 6
,
3 5
,
9 5
,
4 5 4
,
6 4
,
1 3
,
8 3
,
4 3 2
,
6 2
,
4 2
,
1 1
,
8 1
,
6 1
,
4 7
,
8
9
,
2 3
,
5 7 7
,
3 7
,
2 6
,
9 6
,
6 6
,
3 5
,
9 5
,
4 5 4
,
6 4
,
1 3
,
8 3
,
4 3 2
,
6 2
,
4 2
,
1 1
,
8 1
,
6 1
,
4 8
,
1
9
,
3 3
,
5 7 7
,
2 7
,
1 6
,
9 6
,
5 6
,
2 5
,
8 5
,
4 5 4
,
6 4
,
1 3
,
8 3
,
4 3 2
,
7 2
,
4 2
,
1 1
,
8 1
,
6 1
,
5 8
,
4
9
,
4 3
,
5 6
,
9 7
,
1 7 6
,
8 6
,
5 6
,
2 5
,
8 5
,
3 5 4
,
6 4
,
1 3
,
8 3
,
4 3 2
,
7 2
,
4 2
,
2 1
,
9 1
,
6 1
,
5 8
,
7
9
,
5 3
,
4 6
,
8 7 6
,
9 6
,
7 6
,
5 6
,
2 5
,
8 5
,
3 5 4
,
6 4
,
1 3
,
8 3
,
4 3 2
,
7 2
,
5 2
,
2 1
,
9 1
,
7 1
,
5 9
9,6 3,4 6,7 6,9 6,9 6,7 6,5 6,1 5,7 5,3 5 4,5 4,1 3,8 3,4 3,1 2,7 2,5 2,2 1,9 1,7 1,6 9,3
С
к
орос
ть в
е
т
ра,
м
/с
Средняя
скорость
ветра ,м/с
0,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Третий тип распределения скоростей
9,7 3,4 6,6 6,9 6,8 6,6 6,4 6,1 5,7 5,3 5 4,5 4,1 3,8 3,4 3,1 2,7 2,5 2,2 2 1,7 1,6 9,6
9,8 3,4 6,6 6,8 6,7 6,6 6,4 6 5,6 5,2 4,9 4,5 4,1 3,8 3,5 3,1 2,8 2,5 2,3 2 1,7 1,6 9,9
9,9 3,3 6,5 6,7 6,7 6,5 6,3 6 5,6 5,2 4,9 4,5 4,1 3,8 3,5 3,1 2,8 2,6 2,3 2 1,8 1,6 10,2
10 3,3 6,5 6,6 6,6 6,5 6,3 5,9 5,6 5,2 4,9 4,5 4,1 3,8 3,5 3,1 2,8 2,6 2,3 2 1,8 1,6 10,5
β - см. выражение (13); для вычисления гамма-функции Г
+
γ
1
3
можно
воспользоваться таблицей 8, используя при этом свойство гамма-функции:
() ()
γ⋅γ=+γ Г1Г .
Годовая выработка ВЭУ
.
Для определения годовой выработки ВЭУ необходимо иметь ее
характеристику отдачи мощности (рис. 1б), и годовое распределение скорости
ветра по градациям. Характеристику отдачи мощности удобно представлять в
относительных единицах:
ВЭУ
N
)u(N
)u(N = , (23)
где N
ВЭУ
– установленная (номинальная) мощность ВЭУ, кВт.
Годовая выработка ВЭУ выражается как дискретное суммирование
выработок на каждой градации скорости ветра (∆Э
ВЭУ гр.
) от начальной скорости
u
0
до максимальной рабочей скорости ВЭУ u
макс
или соответственно как
математическое интегрирование годовой функции распределения скорости
ветра:
Э
ВЭУ
=
∑
∆
макс
0
u
u
.ВЭУгр
Э
(24)
)dFT()u(NN)t()u(NЭ
год.ВЭУ.гр.ВЭУгр
⋅⋅⋅=∆⋅=∆ . (25)
∑
∫
⋅⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=
макс
0
макс
0
u
u
u
u
годВЭУгодВЭУВЭУ
du)u(f)u(NТNdF)u(NТNЭ . (26)
Из (25) следует:
∫
=
⋅
=⋅⋅
макс
0
u
u
годВЭУ
ВЭУ
TN
Э
du)u(f)u(N
=
мощности_нойустановлен_по_выработка_годовая_каятеоретичес
выработка_годовая_яфактическа
.
Приведенное выше отношение называют коэффициентом использования
установленной мощности ВЭУ:
K
исп
=
∫
∑
⋅≅⋅⋅
макс
макс
0
u
0
u
u
dF)u(Ndu)u(f)u(N
. (27)
К
исп
=
год
исп
годВЭУ
испВЭУ
Т
Т
ТN
ТN
=
⋅
⋅
, (28)
где Т
исп
– годовое число часов использования установленной мощности ВЭУ.
Годовая выработка ВЭУ:
Э
ВЭУ
=N
ВЭУ
·Т
исп
. (29)
Величина К
исп
, а следовательно годовая выработка конкретной ВЭУ,
зависит от характеристики отдачи мощности ВЭУ, но еще в большей степени
зависит от функции распределения скорости ветра (вероятности скорости ветра
по градациям).
К
исп
может меняться от 0,1÷0,15 для районов с низкой среднегодовой
скоростью ветра (u
год
=3÷4), до 0,2÷0,4 и более для районов с u
год
=5÷7 и выше.
Плотность технического ветроэнергетического потенциала
определяется
годовой выработкой ВЭУ, а также зависит от площади, занимаемой ВЭУ, т. е.
от размещения ВЭУ на местности. Возможные конфигурации размещения ВЭУ
в зависимости от преобладающего направления ветра показаны на рис. 13.
Площадь территории, приходящейся на одну ВЭУ в составе ветрового парка,
равна:
S
ВЭУ
= k
1
· k
2
· D
2
[м
2
]. (30)
Соответственно плотность технического ветроэнергетического
потенциала будет иметь выражение:
Э
техн.уд.
=
2
21
испВЭУ
2
21
ВЭУ
Dkk
ТN
Dkk
Э
⋅⋅
⋅
=
⋅⋅
. (31)
При отсутствии выраженного преобладающего направления ветра
(приблизительно при симметричной розе ветров) для общей оценки величины
Э
техн.уд.
можно принять k
1
= k
2
= 10. Соответственно будем иметь:
Э
техн.уд.
=
2
испВЭУ
D100
ТN
⋅
⋅
⋅
2
км
)чкВт.(млн
, (32)
где D – диаметр ветроколеса ВЭУ в м.
3. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ И ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ
КУРСОВОЙ РАБОТЫ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ РЕГИОНА
3.1. Комплекс вопросов, подлежащих разработке:
- краткая характеристика региона и анализ ветрового кадастра, в
соответствии с заданием;
- расчеты по определению природного ветроэнергетического потенциала;
- расчеты по определению технического ветроэнергетического
потенциала;
- оформление карты ветроэнергетических ресурсов региона.
Курсовая работа оформляется в виде пояснительной записки, карты
ветроэнергетических ресурсов и итоговой таблицы, как приложение к карте.
3.2. Краткая характеристика региона и анализ ветрового кадастра.
Краткая характеристика включает в себя основные общие данные по
региону: его местоположение, площадь территории, природные условия,
основные административные центры и населенность, а также общие краткие
сведения об энергетике региона (по данным географического атласа, картам и
справочной литературы).
Анализ ветрового кадастра региона
.
Анализ ветрового режима выполняется на основе данных многолетних
наблюдений, опубликованных в официальных справочниках и др. научно-
технических изданиях, при этом рассматривается сеть метеорологических
станций на территории региона [1-3, 6-8, 11].
Для выполнения курсовой работы используется географическая карта
региона (области, края республики) масштаба от 1:400000 до 1:1000000. На
карту наносятся метеостанции, указанные в справочниках. При большом
количестве метеостанций выбираются основные метеостанции с более высоким
значением среднегодовой скорости ветра, станции должны отражать всю
территорию региона. Для основных метеостанций по данным справочной
литературы в пояснительной записке приводятся следующие характеристики
ветрового режима:
- повторяемость направлений ветра и штилей, включая класс открытости
станций (с изображением розы ветров на карте);
- среднемесячные и годовые скорости ветра (с построением графика
годового хода ветра);
- наибольшие скорости ветра;
- суточный ход скорости ветра (график) для характерной метеостанции;
- вероятность скорости ветра по градациям (для репрезентативных
основных станций).
Для характерной метеостанции выполняются расчеты и строятся графики
дифференциальной и интегральной повторяемости скорости ветра.
3.3. Порядок расчетов по определению природного
ветроэнергетического потенциала.
Природный ветропотенциал определяется выражениями (20) или (21).
При расчетах для каждой метеостанции следует учесть поправки на
коэффициент открытости (раздел 2.1) и коэффициент высоты (раздел 2.2).
Пример табличного вычисления природного ветроэнергетического
потенциала для района Санкт – Петербурга, г. Ломоносов.
K
0
=1,21 в соответствии с п. 2.1;
K
h
– определен в соответствии с п. 2.2(формула 7);
H=50 м;
h
ф
=19 м (станция Ломоносов)
Пример табличного расчета N
e
для района г. Ломоносов.
u
гр
0-1 2-3 4-5 6-7 8-9 10-11 12-13 14-15 16-17 18-20
u
0.5 2.5 4.5 6.5 8.5 10.5 12.5 14.5 16.5 19
K
0
1.21 1.21 1.21 1.21 1.21 1.21 1.21 1.21 1.21 1.21
K
h
1.22 1.22 1.19 1.15 1.15 1.15 1.14 1.14 1.13 1.13
u
пр=
uK
0
K
h
0.74 3.70 6.48 9.04 11.8 14.6 17.2 20.0 22.6 26.0
dF
0.119 0.216 0.274 0.202 0.106 0.043 0.027 0.010 0.002 0.0003
u
пр
3
dF
0.05 10.9 74.5 149 174 134 137 80 23.1 5.3
788dFu613.0N
.макс
u
0
3
прe
==
∑
2
м
Вт