АННОТАЦИЯ 3
ВВЕДЕНИЕ 6
В.1 Ветроэнергетика мира: отчет за 2017 6
В.2 Актуальность темы 9
В.3 Обзор литературных источников 9
В.4 Цель исследования 11
1 ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА (ВЭУ) 12
1.1 Обзор типов и устройств ветрогенераторов 12
1.2 Количество лопастей горизонтального ветрогенератора 14
1.3 Число Рейнольдса 14
1.4 Аэродинамический профиль 15
2 МЕТОДИКА АЭРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ВЕТРОКОЛЕСА С ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ОСЬЮ ВРАЩЕНИЯ 16
2.1 Исходные данные расчета 16
2.2 Основные определения для расчета ветровых турбин 19
2.2.1 Импульсная теория и предел Бетца, коэффициент торможения, коэффициент мощности и мощность ветровой турбины 19
2.3 Теория элемента лопасти 26
2.4 Теория элемента лопасти и момента 27
2.5 Коэффициент подъема и сопротивления 28
2.6 Коэффициент быстроходности конца лопасти 29
2.7 Математические расчеты ветроколеса с горизонтальной осью вращения 32
3 ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ГИДРОДИНАМИКА (CFD) 34
3.1 Общие принципы и подходы к численному решению уравнений математической физики 34
3.1.1 Способы решения 36
3.2 CFD-код 38
3.3 ANSYS Fluent CFD 39
3.4 Численное моделирование 39
3.4.1 Решатель на основе давления 39
3.4.2 Решатель на основе плотности 41
3.5 Взаимодействие флюидной структуры (FSI) 41
4 УПРАВЛЯЮЩИЕ УРАВНЕНИЯ МОДЕЛИ 43
4.1 Уравнения сохранения 43
4.1.1 Сохранение уравнения импульса 43
4.2 Уравнения Рейнольдса и Навье-Стокса 43
4.3 Модели турбулентности 44
4.4 Влияние турбулентности потока 44
4.4.1 Внутренний слой 44
4.4.2 Наружный слой 45
4.5 Выбор модели 49
4.5.1 Двухпараметрические модели турбулентности k-ω, SST k-ω 49
4.5.2 k-ε модели турбулентности 50
4.6 Граничные условия 51
4.7 Моделирование турбинной лопасти 54
4.7.1 Аэродинамические характеристики профиля геометрии лопасти 54
5 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ 58
5.1 Методы сетки 58
5.2 Методы гибридной сетки 59
5.3 Качество сетки 60
5.4 Вычислительная сеть и домен модели 62
6 РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЯ 68
7 ВОПРОСЫ ЭКОЛОГИИ
Учитывая нехватку ископаемого топлива и повышение экологической осведомленности, возобновляемые источники энергии становятся все более важными, чем когда-либо. По мере роста рынка ветроэнергетики увеличивается и количество ветряны электростанции.
Современные мощные ветровые турбины простираются на значительное расстояние в атмосферный пограничный слой (ABL) с диаметром ротора до 120 м (м) и мощностью 5 мегаватт (МВт) [1]. Для проектирования и управления ветряными электростанциями с высокой производительностью и менее интенсивными задачами обслуживания, обслуживающими ветряными электростанциями необходимо лучше понять взаимодействие между ABL, турбинами и их эксплуатацией.
В последние годы акцент на возобновляемых источниках энергии значительно возрос в связи с ростом загрязнения окружающей среды, ростом спроса на энергию и истощением ресурсов ископаемого топлива. Различные источники возобновляемой энергии включают биомассу, солнечную, геотермальную, гидроэлектрическую и ветровую.
Среди этих ресурсов ветер оказался более дешевым альтернативным энергетическим ресурсом, и следовательно, были предприняты широкие исследовательские усилия для улучшения технологии производства электроэнергии за счет ветра. Мир обладает огромным потенциалом энергии ветра, который может быть использован для производства электроэнергии.
В настоящее время широкомасштабные горизонтальные ветрогенераторы не являются экономически привлекательными; однако они предлагают энергетические решения для удаленных мест, вдали от основных распределительных линий и мест, где невозможно установить большие ветровые электростанции из-за проблем с окружающей средой и малоразмерных установок с диспергированным генератором. Вот почему массовое производство горизонтального ветрогенератора было недавно начато, так же как небольшие ветряные электростанции.
В последние годы исследования аэродинамики ветряных турбин были сосредоточены на получении высококачественных экспериментальных данных и решении несжимаемых уравнений Навье-Стокса для отдельных и сгруппированных ветровых турбин.
В этой исследовательской работе было исследовано общее исследование поля потока вокруг ветровой турбины с горизонтальной осью с использованием метода RANS. Модель была подтверждена против результатов эксперимента с ротором, проведенного компанией General Electric. Коэффициент мощности турбины, полученный в этом исследовании с использованием CFD-анализа, хорошо согласуется с экспериментальными данными. Исследованы и представлены вариации компонентов скорости, осевые, радиальные и тангенциальные. Уменьшение профилей скорости осевого потока по мере продвижения потока согласуется с теорией дисководов привода. Представлены осевые, радиальные и тангенциальные контуры скорости в местах расположения лопастей. Выяснилось, что тангенциальные эффекты скорости убывают быстрее, чем эффекты радиальной скорости.
Параметрическое исследование было также выполнено для исследования мощности турбин при разных скоростях ветра свободного потока. Мощность турбин возрастает по мере увеличения скорости ветра; однако на низких скоростях прогнозы недооцениваются. Кривая коэффициента мощности, полученная из результатов CFD, сравнивается с экспериментальными данными, полученными экспериментом ротора GE 1.5xle. Численный результат для кривой коэффициента мощности близок к экспериментальным данным.
Результаты моделирования включают распределение скоростей, распределение давления вдоль направления потока, турбулентный след за ветровой турбиной и мощность турбины. В будущей работе рекомендуется:
• Изучение распределение давления на поверхности лопасти, выполнив двумерный анализ профиля аэродинамического профиля.
• Предсказывать коэффициенты подъема и тяги под разными углами атаки.
• Использование более сложные методы сетки для создания структурированных сеток с гексаэдрическими элементами и достижения уточнения пограничного слоя.
• Использование другие модели турбулентности, такие как k-ш SST и Spalart- Almaras
• Использование методы моделирования большого вихря и отдельные методы вихревого моделирования для визуализации временной эволюции больших вихрей.
