Компьютерное моделирование обтекания ветроустановки

 

Целью проведения исследований явились разработка методики компьютерного моделирования работы ветроустановок и расчет обтекания и основных аэродинамических сил и моментов, возникающих на промышленной ветроустановке при обдуве ее ветровым потоком. По результатам расчетов проведены верификация и сопоставление полученных расчетных данных с натурными характеристиками ветротурбины. Достигнуто хорошее согласование расчетных величин крутящего момента и механической мощности, снимаемых с ротора, с результатами натурных измерений электрической мощности электрогенератора в диапазоне номинальных значений скорости ветра 7-13 м/с при скорости вращения лопастей 72 об/мин. и быстроходности, равной 5 (под быстроходностью обычно понимают отношение окружной скорости конца лопасти к скорости ветра).

Объект моделирования представляет собой промышленную ветроустановку ВЭУ USW 56-100. Внешние аэродинамические обводы представлены 3-мя профилированными лопастями, расположенными на горизонтальной оси ротора, гондолой и мачтой. При номинальной скорости ветра 13 м/с номинальные обороты составляют 72 обор/мин, номинальная снимаемая электрическая мощность - 107,5 кВт, быстроходность равна 5. Ветроустановка относится к типу “downnwind”, т.е. ветровой поток набегает на лопасти, проходя сначала через гондолу.

Геометрия и основные конструктивные параметры ВЭУ USW 56-100 были заданы пакетом двумерных чертежей в формате .dwg и несколькими общими видами (рис. 1-4).

windpower1

windpower2

Рис. 1 «Плантации» ВЭУ Рис. 2. Чертежная схема ветротурбины

 

 

windpower3

Рис. 3. Лопасти ветротурбины

windpower4

Рис. 4. Основные характеристики

Для решения поставленной задачи компьютерного моделирования численно интегрировались трехмерные осредненные по Рейнольдсу уравнения Навье-Стокса (3D RANS). Для замыкания уравнений движения была взята стандартная к-е модель турбулентности, в качестве рабочей среды использовался вязкий несжимаемый газ (воздух). Все расчеты выполнены в программном комплексе ANSYS CFX 12.0.

Был проведен полный комплекс высокопроизводительных вычислений (HPC), включающий обработку чертежей и построение трехмерной твердотельной модели ветроустановки, генерацию сетки, создание физической и математической модели (выбор расчетных областей и подобластей, граничных и начальных условий) и цикл методических и параметрических расчетов.

Ниже представлены изображения фрагмента полной твердотельной CAD-модели ветроустановки (ротор с тремя лопастями, гондола, схематизированная конусообразная башня – рис. 5) и отдельной профилированной лопасти с криволинейной задней кромкой – рис.6.

windpower5

Рис. 5. Полная CAD-модель ветроустановки

windpower6

Рис. 6. CAD-модель лопасти

В работе было рассмотрено несколько вариантов задачи моделирования обтекания ветроустановки – с учетом близости земли и без учета, при наличии схематизированной башни и без нее, с учетом обтекания гондолы, установленной вверх по потоку от ротора, и без учета. Расчетные исследования показали, что по степени влияния на моментные характеристики ветроустановки, башня, гондола и плоскость земли (высота башни принималась равной 20 м) являются «малыми второго порядка», в то время как определяющий вклад в производство мощности ветроустановки и крутящего момента дают вращающиеся с определенной угловой скоростью лопасти.

Была проведена серия специальных методических расчетов, которая позволила сформировать топологию, форму и размеры расчетной области, наиболее соответствующие целям проводимого компьютерного моделирования и принятой постановке задачи. В качестве основной схемы расчета была выбрана задача стационарного обтекания равномерным ветровым потоком вращающегося ротора в присутствии неподвижной гондолы. Расчетная область представлена двумя доменами в форме цилиндров: внешний цилиндр радиуса 50 м и длиной образующей 100 м, описывающий стационарное поступательное движение среды, и внутренний, вращающийся с постоянной угловой скоростью цилиндрический домен, охватывающий лопасти ветроустановки, радиуса 9.5 м и длиной образующей 2.5 м (рис. 7-8).

windpower7

Рис. 7. Расчетная область

windpower8

Рис. 8. Вращающийся домен

Для обмена потоками на границах неподвижного и вращающегося доменов использовались стандартные интерфейсы типа “Stage” и/или “Frozen Rotor”.

Генерация сетки проводилась в полуавтоматическом режиме в грид-генераторе CFX-Mesh. Была сгенерирована трехмерная гибридная тетраэдральная сетка с призматическими слоями в областях пограничного слоя на твердых поверхностях общим объемом 8.85 млн. ячеек (из них 7.6 млн. во вращающемся домене и 1.25 млн. во внешнем неподвижном домене). Фрагмент сетки на поверхностях гондолы, основного вала, элементов ротора и на поверхности лопастей представлен на рис. 9 (здесь и далее стрелкой указано направление ветра).

windpower9

Рис.9. Фрагмент треугольной сетки на поверхности гондолы и лопастей

Время расчета одного режима обтекания ветроустановки (фиксированы скорость ветра и число оборотов вращения ротора) составляет на графической станции в среднем 30 часов (в стационарной постановке).

Далее приведена серия компьютерных визуализаций, позволяющая выявить основные закономерности обтекания ветроустановки и локальные характерные особенности течения.

windpower10

Рис. 10. Линии тока во вращающейся вместе с лопастями системе координат

windpower11

Рис. 11. Линии тока в абсолютной системе отсчета, показывающие возникновение индуктивного скоса за вращающимися лопастями при отбрасывании ими потока

windpower12

Рис. 12. Линии тока в плоскости на выходе из вращающейся расчетной области за лопастями

windpower13

Рис. 13. Визуализация вихря, сходящего с концевого сечения лопасти

windpower14

Рис. 14. Визуализация вихревого жгута, сходящего с торца лопасти в области крепления к своему валу

windpower15

Рис. 15. Визуализация центрального осевого вихря, сходящего с основного вала

По результатам проведенных циклов методических и параметрических расчетов проведена верификация методики расчетов и сделано сопоставление полученных расчетных данных для крутящего момента и механической мощности с натурными экспериментальными данными (рис. 16). Как показало сравнение, согласование расчета и эксперимента очень хорошее, если принять во внимание, что многочисленные параметры, при которых проводились натурные измерения (ветровой район и профиль ветра, тип местности, уровень турбулентности ветрового потока и т.п.) были не известны при проведении расчетов.

windpower16

Рис. 16. Мощность и крутящий момент: сравнение расчета и эксперимента

Мощность ветрогенератора в рамках классической теории можно определить быстро и приближенно следующим образом:

windpower17

где windpower19 коэффициент использования энергии ветра (КИЭВ), обычно 0.4-0.45, R – радиус ротора, p - плотность воздуха (1,25 кг/м3), V – скорость ветра, windpower20ред – КПД редуктора (обычно 0,9-0,95), windpower20ген – КПД генератора – (обычно 0,7-0,9).

Электрическая мощность ветрогенератора Nэл связана с механической мощностью Nмех, создаваемой за счет механического крутящего момента на валу ротора Mкр и угловой скорости вращения лопастей w, следующим приближенным соотношением:

windpower18

Таким образом, обычно снимаемая с типового электрогенератора электрическая мощность ветроустановки составляет 65-85% от производимой ротором  ветроустановки механической мощности. В наших расчетах сравнение экспериментальных значений электрической мощности и расчетных значений механической мощности дает значение КПД ветрогенератора при номинальной скорости ветра 13 м/с, равное 87%, что находится вблизи верхней границы указанного диапазона.

Москва 2010