Elewacyjna turbina wiatrowa o poziomej osi obrotu – badania oraz wnioski

W poprzednich artykułach [3, 4] autorzy opisali rosnące zainteresowanie miejscowym wytwarzaniem energii odnawialnej z wiatru w warunkach miejskich, dokonali przeglądu różnych typów miejskich turbin wiatrowych i przedstawili przykłady dużych instalacji wiatrowych oraz problemy, z jakimi zmagają się ich operatorzy.

Poniżej omówione zostały wyniki badań i wnioski z pracy doświadczalnej turbiny miejskiej o poziomej osi obrotu zainstalowanej w Centrum Energetyki AGH w Krakowie.

Omówienie stanowiska badawczego

Najważniejszym elementem wykorzystywanego stanowiska badawczego jest elewacyjna turbina wiatrowa o poziomej osi obrotu. Pracująca jednostka to Ventus Energia 1000 Swind o mocy 1 kW. Urządzenie osiąga swoją moc nominalną przy prędkości wiatru równej 10 m/s, a jej prędkość rozruchowa wynosi 2,3 m/s. Według producenta szacowana roczna produkcja energii, zależna od siły wiatru, to 1300–2500 kWh [1]. Wymiary turbiny widoczne są na rys. 1.

Stanowisko badawcze znajdujące się w Centrum Energetyki AGH składa się również ze stelażu mocującego turbinę (rys. 2) oraz osprzętu odpowiedzialnego za przetwarzanie, akumulowanie i oddawanie do sieci energii elektrycznej (rys. 3).
Widoczna na rys. 3 szafa elektryczna mieści najważniejsze komponenty całej instalacji wiatrowej. Wewnątrz znajduje się obciążenie elektryczne turbiny, kontroler PLC, zespół baterii oraz ich kontrolery ładowania. Umieszczony jest tam również inwerter.

Opis procedury pomiarowej

Dzięki szeregowi czujników zainstalowanych w bezpośredniej okolicy siłowni wiatrowej możliwy jest stały monitoring zarówno warunków wiatrowych, jak i pracy samej turbiny. Na rys. 4 pokazano rozmieszczenie anemometrów wokół turbiny o poziomej osi obrotu. W dalszej części artykułu uwzględniono dane wiatrowe pochodzące z anemometrów mieszczących się przed turbiną wiatrową – A1 i A2. Czujnik pierwszy znajduje się bliżej elewacji budynku, a drugi umieszczony jest od strony ulicy.

Na kolejnej ilustracji (rys. 5) pokazano interfejs aplikacji zainstalowanej na komputerze znajdującym się w laboratorium. Za jej pomocą możliwy jest podgląd aktualnie notowanych prędkości wiatru na wszystkich anemometrach i chwilowych uzysków energetycznych. Znajduje się tam również prosty panel pozwalający zatrzymać lub uruchomić turbinę wiatrową.

Histogramy prędkości wiatru

Dane dotyczące prędkości wiatru notowane na anemometrach 1 i 2 znajdujących się przed turbiną wiatrową o poziomej osi obrotu zostały użyte do stworzenia histogramów prędkości wiatru. Przeanalizowano informacje z okresu niemal całego roku, tj. od sierpnia 2017 do czerwca 2018. Wyniki zobrazowano na rys. 6–7 dla całego rozpatrywanego okresu oraz dla kilku wybranych miesięcy. W obu przypadkach wzięto pod uwagę różnice występujące na czujnikach prędkości wiatru nr 1 i 2.

Na rys. 6 zestawiono informacje o częstości występowania wiatru na anemometrze 1 w poszczególnych przedziałach. Dla całego badanego okresu najczęstszymi wartościami były prędkości wiatru z przedziału 0–0,5 m/s. Występowały one przez prawie 40% okresu uwzględnionego w analizie. Większe, nadające się do wykorzystania energetycznego prędkości wiatru zdarzały się tylko czasami i stanowiły łącznie ok. 16%. Na histogramie widać, że im wyższa jest prędkość wiatru, tym rzadziej jest ona notowana.

W październiku 2017 roku przez Polskę oraz region Małopolski i Krakowa przechodziły silne wichury. Fakt ten znalazł odzwierciedlenie na rys. 6. Częstość występowania poszczególnych prędkości wiatru jest zróżnicowana. Najczęstszy nie jest jednak przedział prędkości najmniejszych – najwięcej, ok. 15%, odnotowano prędkości z przedziału 1–1,5 m/s. Stosunkowo duży odsetek stanowi również wiatr teoretycznie możliwy do energetycznego wykorzystania przez turbinę wiatrową – prawie 40%.

Histogram dla grudnia i wartości notowanych na anemometrze 1 jest proporcjonalny. Częstość pierwszego przedziału (0–0,5 m/s) wynosi prawie 18% i jest największa. Kolejne przedziały prędkości wiatru mają coraz mniejszy udział, następuje ok. 2-proc. spadek częstości wraz ze wzrostem prędkości wiatru. Według wskazań urządzenia pomiarowego nr 1 w ostatnim miesiącu 2017 roku ok. 42% zarejestrowanych prędkości wiatru było w stanie wprawić w ruch turbinę elewacyjną o poziomej osi obrotu – więcej niż w październiku tego samego roku.

W celu porównania warunków wiatrowych panujących w okresie jesienno-zimowym oraz wiosenno-letnim na histogramie zestawiono również informacje zebrane dla kwietnia 2018 roku. W miesiącu tym prawie połowa zapisanych prędkości wiatru mieściła się w przedziale do 0,5 m/s, wyższe wartości zdarzały się dużo rzadziej.

Dla każdego z zaprezentowanych na histogramie miesięcy wartościami najczęstszymi są najmniejsze prędkości wiatru, niebędące w stanie napędzić wirnika turbiny wiatrowej i w konsekwencji wygenerować energii elektrycznej.

Na rys. 7 zestawiono słupki odpowiadające częstości występowania wiatru na anemometrze nr 2 dla poszczególnych prędkości. Na całorocznym histogramie prędkości wiatru widoczna jest analogiczna tendencja jak w przypadku pierwszego urządzenia. Zauważono jednak mniejszy udział (ok. 1/3) prędkości wiatru bliskich 0 m/s. W związku z mniejszym odsetkiem niewielkich wartości notuje się większą częstość wyższych prędkości wiatru niż w przypadku danych z anemometru pierwszego. Łączny udział prędkości dających gwarancję generowania energii elektrycznej przez turbinę wynosi niewiele ponad 20%.

W przypadku rozkładu częstości prędkości zapisanych przez anemometr 2 dla października 2017 roku histogram (rys. 7) przyjmuje inny kształt niż poprzedni. Przedziały mieszczące się w zakresie prędkości od 0 do 2 m/s mają po kilkanaście procent udziału, w tym przedział najmniejszych prędkości – ponad 16%. Od prędkości 1,5 m/s częstość spada wraz ze wzrostem prędkości wiatru. Po zsumowaniu odsetka prędkości równych lub większych 2,5 m/s otrzymano częstość efektywnej prędkości wiatru na poziomie wyższym niż w przypadku prędkości z czujnika pierwszego.

Dla grudnia 2017 roku w porównaniu z histogramem przygotowanym dzięki pierwszemu czujnikowi częstość maleje w sposób nieproporcjonalny. Trzy pierwsze przedziały odpowiadające najniższym prędkościom wiatru (0–1,5) mają w przybliżeniu 45% udziału. Znaczna większość pozostałej części, bo ok. 36%, to prędkości wiatru możliwe do energetycznego wykorzystania.

Profil częstości w przypadku danych dot. kwietnia jest dla obu urządzeń analogiczny. Różnią się one od siebie skalą. W przypadku drugiego histogramu przedział o największej częstości stanowi 36% i odpowiada najmniejszym prędkościom. Nieco ponad 1/5 zmierzonych prędkości wiatru byłaby w stanie napędzić turbinę wiatrową.

Histogram dla danych zarejestrowanych za pomocą anemometru nr 2 wykazuje podobną tendencję jak w przypadku omawianego wcześniej rys. 6. Ponownie im mniejsza jest prędkość wiatru, tym częściej była ona rejestrowana. Różnica między wykresami opartymi na dwóch różnych urządzeniach pomiarowych polega na odsetku prędkości wiatru możliwej do energetycznego wykorzystania. W przypadku anemometru nr 2 procent ten był większy.

Generowana moc w funkcji prędkości wiatru z uwzględnieniem jego kierunków

Prędkość i kierunek wiatru, a także generowana przez turbinę wiatrową moc to dane, na podstawie których przygotowano róże wiatrów. Analizie poddano prawie roczny okres, obejmujący sierpień 2017–czerwiec 2018. Zależności generowanej mocy od prędkości wiatru z uwzględnieniem jego kierunku zostały opracowane dla całego analizowanego okresu oraz dla dwóch skrajnych miesięcy. Na każdym z radarowych wykresów (rys. 8–10) widnieją dwie serie danych: średnia moc wygenerowana przez turbinę wiatrową oraz średnia prędkość wiatru. Każda ze zmiennych została obliczona dla jednego z ośmiu kierunków wiania wiatru. Z powodu różnicy w rzędzie wielkości wartości obu serii dla średniej prędkości wiatru dodana została oś pomocnicza i wyświetlono etykiety danych. Główna oś dotyczy tylko wartości średnich mocy (linia pomarańczowa).

Na rys. 8 zaprezentowano średnią moc generowaną przez turbinę wiatrową oraz średnią prędkość wiatru dla różnych kierunków. Wykres obejmuje cały badany okres. Średnie prędkości wiatru są niskie, niezależnie od jego kierunku. Maksymalna wartość została osiągnięta dla kierunku północno-wschodniego i północnego, wynosiła odpowiednio 1,62 i 1,23 m/s. Najwyższa generowana moc pokrywa się pod względem kierunku z największymi prędkościami. Średnia moc wygenerowana dla wiatrów wiejących z północy wyniosła 31 W oraz 14 W dla kierunku północno-wschodniego.

Jednym z miesięcy wybranych do bardziej szczegółowej analizy jest sierpień 2017 roku. Wykres zależności średniej mocy, średniej prędkości i kierunku wiatru dla tego miesiąca zaprezentowano na rys. 9. Średnie prędkości miesiąca są tu bardzo niskie – w przypadku żadnego z kierunków nie została przekroczona wartość 1 m/s. Największa wartość średniej generowanej mocy odpowiada kierunkom wschodnim i zachodnim – maksymalna średnia wartość to 5 W. Wiatr wiejący z kierunków północnych (głównego oraz poślednich) nie przyczynił się do generowania mocy.

Zależności pomiędzy takimi wielkościami, jak średnia generowana moc, prędkość wiejącego wiatru i kierunek wiatru, przedstawione zostały dla października 2017 roku na rys. 10. Róża wiatrów dla tego miesiąca przyjmuje zdecydowany charakter.

Dominującym kierunkiem wiatru był południowo-wschodni. Wiatry wiejące z pozostałych stron osiągały niewielkie prędkości. Wyjątkiem był wiatr wiejący ze wschodu, którego średnia prędkość wyniosła 0,96 m/s. Jest ona jednak w dalszym ciągu jedynie połową wartości maksymalnej (2,06 m/s). Kształt wykresu radarowego dla średniej generowanej mocy jest bardzo zbliżony do linii prędkości. Maksymalna moc osiągnięta została dla wiatru przeważającego i wyniosła średnio 27 W.

Opracowane róże wiatrów potwierdzają informacje zawarte na wcześniej przedstawionych histogramach. Prędkości wiatru notowane dla badanej lokalizacji są niewielkie, a uzyskiwane moce małe. W przypadku większości punktów serie danych odpowiedzialne za prędkość wiatru i moc generowaną przez turbinę mają podobny charakter. Maksima i minima występują wprost proporcjonalnie. W zależności od badanego okresu wiatr wiał z różnych kierunków, jednak najczęściej związany był z kierunkami głównymi i pośrednimi – wschodnim i zachodnim.

Krzywa mocy w funkcji obrotów

Moc generowana przez turbinę wiatrową oraz jej obroty posłużyły do wykonania wykresów zależności tych zmiennych. Dane wykorzystane do analizy pochodziły z okresu od sierpnia 2017 roku do kwietnia 2018. Niestety z powodu przeprowadzenia w tym okresie testów ładowania akumulatora oraz sprzęgła kilka miesięcy musiało zostać z badań wykluczonych. W sposób graficzny zaprezentowano wyniki dla całego analizowanego okresu oraz dla pięciu wybranych miesięcy.

Przygotowano zbiorczy wykres prezentujący zależności mocy generowanej przez turbinę wiatrową w funkcji jej obrotów. Na rys. 11 wyrysowano krzywe dla wszystkich uwzględnionych w obserwacji miesięcy. Dzięki takiemu zestawieniu łatwiej widać podobieństwa i różnice. Wszystkie serie danych zaczynają się płaską charakterystyką dla obrotów mieszczących się w zakresie 0–120 obr/min. W rzeczywistości odpowiada to momentowi załączania się sprzęgła. Następnie dochodzi do generowania mocy, niezależnie od obrotów turbiny – ma to miejsce do ok. 230 obrotów na minutę. Mniej więcej od tej wartości punkty dla poszczególnych miesięcy zaczynają być zróżnicowane, przy zachowaniu ogólnie podobnej wykładniczej charakterystyki. Dla września, października i grudnia monotoniczność jest silna, następuje szybki wzrost generowanej mocy wraz ze wzrostem prędkości obrotowej turbiny. Są to miesiące jesienne, następujące praktycznie jeden po drugim, stąd zbliżone wyniki. Najwyższe wartości zostały osiągnięte dla września. Znacznie łagodniejszy przebieg mają linie trendu przygotowane dla sierpnia i marca. W przypadku tych miesięcy również zaobserwowano zrównanie do zera po osiągnięciu wartości maksymalnych. Moce były wówczas znacznie niższe niż w okresie jesiennym. Najniższe wartości występowały w marcu – jest to bezpośrednio związane z występowaniem niższych prędkości wiatru w Polsce wiosną i latem, co przekłada się na generowaną moc. Niezależnie od kształtu poszczególnych serii danych widoczna jest silna zależność generowanej mocy od obrotów turbiny wiatrowej.

Krzywa mocy w funkcji prędkości

Prędkość wiatru oraz moc generowana przez turbinę wiatrową posłużyły do przygotowania graficznych zależności tych zmiennych. Analizie poddano 11 miesięcy, od sierpnia 2017 roku do czerwca 2018. Jak wspomniano wcześniej, z przyczyn niezależnych od autorów oraz z powodu przeprowadzenia w styczniu i lutym testów ładowania akumulatorów i sprzęgła miesiące te nie mogły zostać poddane badaniom. W tym czasie w ogóle nie występowała rejestracja generowanej mocy i nie dochodziło do oddawania jej do sieci elektroenergetycznej. Zależności generowanej mocy od prędkości wiejącego wiatru zostały opracowane dla siedmiu wybranych miesięcy. Zbiorcza krzywa mocy została zaprezentowana na rys. 12.

Największa generacja mocy notowana była w miesiącach zimowo-jesiennych, szczególnie we wrześniu, październiku i grudniu 2018 roku. Maksimum krzywych przypada na prędkość wiatru 9–12,5 m/s. Wartość maksymalna została osiągnięta w październiku i wyniosła 427 W. We wspomnianych miesiącach zauważono znacznie większe wartości generowanej przez turbinę wiatrową mocy niż w pozostałym okresie. Miesiące wiosenne i letnie charakteryzują się mniejszymi średnimi prędkościami wiatru, a co za tym idzie, mniejszym generowaniem energii elektrycznej. W przypadku wszystkich zaprezentowanych przykładów występuje zależność generowanej mocy od warunków wiatrowych. Po przekroczeniu pewnej granicznej wartości prędkości wiatru (ok. 2,5 m/s) dochodzi do wprost proporcjonalnego wzrostu generowanej przez turbinę mocy. Następnie po przekroczeniu wartości z przedziału 7–12,5 m/s (w zależności od miesiąca) dochodzi do nieregularnego spadku mocy generowanej.

Otrzymane w rezultacie analizy krzywe mocy turbiny wiatrowej różnią się od standardowych wykresów. Największa zmiana widoczna jest w drugiej części wykresu dot. wysokich prędkości wiatru. Standardowo po osiągnięciu maksymalnej mocy przez turbinę wiatrową wartość ta powinna się utrzymywać lub nawet wzrastać wraz ze zwiększeniem prędkości wiatru. Na żadnym z przedstawionych wykresów nie zauważono jednak takiej charakterystyki. Dla dużych prędkości wiatru generowana przez turbinę wiatrową moc spada. Powodem jest duża niestabilność wiejących w bezpośredniej okolicy jednostki wiatrów. Co więcej, w konsekwencji zaburzenia przepływu przez budynek wiatry występujące w tamtym obszarze cechują się silną turbulentnością. Okolicznością, która dodatkowo nie sprzyja pracy turbiny wiatrowej, najlepiej pracującej przy wiatrach stabilnych, jest zależność turbulencji wiatru od jego prędkości. Im wyższa prędkość wiatru, tym turbulencje stają się silniejsze i częstsze. Na otwartej przestrzeni nie spotyka się tak silnego wpływu turbulencji na turbinę oraz tak dużej zmienności warunków.

Charakterystyki mechaniczne turbiny

Zaprezentowane charakterystyki mechaniczne turbiny obejmują dodatkowo zależności związane z momentem obrotowym. Przedstawione zostały na rys. 13 [5].

Podobnie jak na rys. 12, na rys. 13 widać, że maksimum generacji przypada na prędkość wlotową wiatru równą ok. 10 m/s, ale istotny jest również wyróżnik szybkobieżności, którego optymalna wartość mieści się w zakresie 8–10.

Moment obrotowy dla najsilniejszych wiatrów (12–15 m/s) osiąga wartość maksymalną przekraczającą 20 Nm. Zaobserwowane zachowanie momentu obrotowego zastanawia – istnieje przerwa w występowaniu wartości z zakresu 5–10 Nm dla wiatrów słabszych niż 6 m/s.

Odziaływanie na bezpośrednie otoczenie turbiny

W przypadku turbin montowanych przy budynku istotnymi parametrami mogą być generowany hałas oraz wibracje przenoszone na konstrukcję. Na rys. 14 przedstawiono podstawowe dane związane z tymi dwoma parametrami. Widoczne jest, że prędkość wiatru i prędkość obrotowa łopat wywierają wpływ na poziom generowanego hałasu i drgań. Poziom hałasu jest praktycznie stały (ok. 45–60 dB) dla prędkości wiatru do 4 m/s. W przypadku wyższych prędkości wiatru następuje wzrost hałasu, średnio o ok. 1 dB/(m/s), ale rozrzut wokół wartości średniej jest duży. Podobna zależność występuje dla liczby obrotów do 200 na minutę, brak jest widocznej zależności, a potem następuje wzrost, ok. 2 dB/100 RPM (ze zdecydowanie mniejszym rozrzutem wokół wartości średniej niż dla hałasu).

W przypadku wibracji zależności są nieco inne: dla małych prędkości wiatru obserwujemy szybki wzrost wartości drgań, a wartość maksymalna występuje przy ok. 6 m/s – można mówić o występowaniu rezonansu dla tej prędkości. Podobny, ale silniejszy rezonans występuje dla ok. 250 obr/min, natomiast szybki nierezonansowy wzrost wibracji następuje od ok. 600 obr/min.

Podsumowanie i wnioski

Głównym celem pracy było wykonanie charakterystyk pracy turbiny elewacyjnej o poziomej osi obrotu. Chcąc jeszcze lepiej poznać rzeczywiste warunki, w których pracuje turbina, sporządzono zależność średniej generowanej mocy i średniej prędkości wiatru z uwzględnieniem kierunków wiania wiatru. Sporządzono również histogramy prędkości wiatru, aby móc ocenić wietrzność obszaru znajdującego się w bezpośrednim sąsiedztwie działającej elektrowni wiatrowej oraz sprawdzić, czy elewacja budynku w jakiś sposób wpływa na notowane prędkości wiatru. Przeanalizowano także, w jakim stopniu obroty turbiny wiatrowej uzależnione są od prędkości wiatru i jak wpływają na generowaną moc. Przedstawiono również charakterystyki mechaniczne turbiny i jej bezpośredni wpływ na najbliższe otoczenie.

Zauważono, że notowane w pobliżu elektrowni wiatrowej prędkości wiatru są stosunkowo niskie. Przeważające wiatry to te mieszczące się w zakresie od 0 do 2,5 m/s. Biorąc pod uwagę, że omawiana turbina wiatrowa jest w stanie zastartować przy prędkości minimum 2,3 m/s, większość zarejestrowanych wiatrów nie jest w stanie napędzić jednostki. Zaobserwowano jednak, że w okresie jesienno-zimowym nastąpiło zwiększenie rejestrowanych prędkości wiatru. Wiąże się to z sezonowością prędkości wiatru w Polsce. Oznacza ona, że w czasie chłodnych pór roku dochodzi do zwiększenia do ok. 150–170% średnich rocznych prędkości wiatru.

Porównano również dane z dwóch urządzeń pomiarowych, które znajdowały się w różnych miejscach. Anemometr pierwszy usytułowany został bliżej ściany budynku, natomiast drugi mieści się bliżej ulicy – oba znajdują się jednak przed turbiną wiatrową. W trakcie analizowania histogramów dla obu urządzeń i tego samego okresu zauważono, że ogólny charakter i kształt wykresów jest podobny. Każdorazowo większy odsetek możliwych do energetycznego wykorzystania prędkości wiatru notowany był w przypadku anemometru nr 2. Oznacza to, że wiatr wiejący wzdłuż ulicy jest spotęgowany. Z powodu szczelnej zabudowy z obu stron ulicy dochodzi do powstania efektu tunelowego.

Realna krzywa mocy turbiny wiatrowej znacznie się różni od oczekiwanych parametrów podawanych przez producenta. Jedynym punktem, który pokrywa się z kartą katalogową turbiny, jest punkt startu. Generacja mocy następuje przy prędkości ok. 2,3 m/s, kiedy dochodzi do wystąpienia na wale momentu mechanicznego. Według specyfikacji turbiny wynosi ona 1 kW i osiągana jest dla wiatru wiejącego z prędkością 10 m/s. Pomimo że kilkukrotnie notowano prędkości równe tej wartości lub większe, w żadnym z analizowanych miesięcy nie udało się osiągnąć mocy nominalnej. Spowodowane jest to przede wszystkim dużą zmiennością wiatru i występowaniem krótkotrwałych podmuchów, co jest charakterystyczne dla środowiska miejskiego, zwłaszcza blisko krawędzi budynków.

Krzywa mocy wygenerowana na podstawie faktycznych pomiarów nie przypomina kształtem typowej katalogowej krzywej turbiny wiatrowej. Moc generowana przez turbinę po osiągnięciu maksimum opada wraz z dalszym wzrostem prędkości wiatru, a nie stabilizuje się i utrzymuje na poziomie mocy nominalnej. Maksymalne moce zarejestrowane na przestrzeni badanego roku to niewiele ponad 400 W. Takie wartości występują w okresie jesienno-zimowym, a w pozostałych porach roku wynoszą ok. 100 W. Powodem jest różnica w prędkości wiatru.

Rozkład średnich prędkości i mocy generowanych w zależności od kierunku wiatru pokazuje zróżnicowanie. Nie można w sposób jednoznaczny określić dominującego kierunku wiatru, jednak najczęściej pojawiają się kierunki główne i pośrednie, związane z zachodem oraz wschodem. Budynek Centrum Energetyki AGH, z którym zintegrowana jest elewacyjna turbina wiatrowa, rozciąga się wzdłuż linii wschód–zachód. Występowanie wiatrów o tych kierunkach wpisane jest niejako w charakterystykę omawianego obszaru.

Średnia generowana moc w wielu analizowanych przypadkach osiąga maksymalną wartość dla kierunków, dla których średnia prędkość wiatru również osiągnęła maksimum. Pokazuje to dużą zależność generowanej mocy od prędkości wiatru. Zarówno średnie generowane moce, jak i prędkości wiatru to wartości bardzo małe. Dzieje się tak, ponieważ najczęściej spotykane są wiatry wiejące z małą prędkością.

Zależność obrotów turbiny wiatrowej od prędkości wiatru jest w przypadku badanego okresu bardzo nieregularna. Praktycznie dla każdego miesiąca wykres wygląda zupełnie inaczej, wyrysowane krzywe nie pokrywają się kształtem ani wartościami. Podobieństwo zauważono jednak na poziomie charakterystyki serii danych. W większości przypadków do pewnego momentu dochodziło do wprost proporcjonalnego wzrostu prędkości obrotowej turbiny wraz ze wzrostem prędkości wiatru. Po osiągnięciu maksimum następował odwrotnie proporcjonalny spadek liczby obrotów względem wciąż rosnącej prędkości wiatru.

Generowana przez turbinę wiatrową moc jest w dużym stopniu zależna od jej obrotów. Zależność tę można opisać szczegółowo, znając charakterystykę pracy turbiny. Dla niskich prędkości obrotowych (0–120 obr/min) nie notuje się generowania mocy, ponieważ jest to moment załączenia się sprzęgła, a obroty są jeszcze zbyt małe. Kolejnym możliwym do wydzielenia etapem jest krótki odcinek płaskiej, stałej zależności, kiedy generowana moc jest niezależna od liczby obrotów.

W przypadku omawianego urządzenia jest to przedział od ok. 120 do 230 obrotów na minutę. Od tego momentu następuje właściwa praca turbiny wiatrowej, a generowanie mocy jest powiązane z liczbą obrotów wirnika. Moc wykładniczo wzrasta wraz ze wzrostem prędkości obrotowej.

Omawiana instalacja wiatrowa pracuje w trudnym miejskim środowisku. Z powodu wysokiej zabudowy warunki do produkcji energii elektrycznej są jeszcze bardziej utrudnione. Elewacyjna turbina wiatrowa o poziomej osi obrotu jest dzięki temu doskonałym stanowiskiem badawczym, a poprzez prowadzone pomiary możliwe jest poznanie zarówno niezwykle zmiennych w obszarze miejskim warunków wiatrowych, jak i specyfiki pracy jednostki tego typu.

Można natomiast stwierdzić, że nie przewiduje się zauważalnych złych skutków pracy turbiny na otoczenie – czy to w postaci dodatkowego hałasu w środowisku miejskim, czy wytwarzanych drgań. W przypadku zainstalowania takiej turbiny zawsze można wstawić ograniczniki, które po przekroczeniu określonego poziomu hałasu czy drgań zablokują ją.

Po zapoznaniu się z literaturą stwierdzono z dużą dozą prawdopodobieństwa, że w badanym środowisku lepiej sprawdziłaby się turbina o pionowej osi obrotu. Turbiny tego typu nie dość, że są w stanie rozpocząć generowanie mocy od niższych prędkości wiatru, a, jak wykazano, z takimi prędkościami mamy najczęściej do czynienia, to jeszcze dużo lepiej sprawdzają się w zróżnicowanych warunkach, przy występowaniu turbulencji. Autorzy wielu przeanalizowanych artykułów twierdzą, że turbiny VAWT są lepiej przystosowane do zastosowań miejskich.

Wykorzystano Infrastrukturę naukową
Centrum Energetyki AGH w Krakowie, www.ce.agh.edu.pl

Literatura

1. Ventus Energia, Dokumentacja Techniczno-Ruchowa, Wiatrowy Zespół Zasilający Ventus Energia 1000 Swind, Warszawa 2012.
2. Filipowicz Mariusz, Goryl Wojciech, Żołądek Maciej, Sornek Krzysztof, Wind Energy conversion system in built-up area. Example of AGH Center of Energy, Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków 2017.
3. Ochalik Julia, Filipowicz Mariusz, Żołądek Maciej, Możliwości zastosowania turbin wiatrowych w obszarach miejskich, „Rynek Instalacyjny” 3/2020.
4. Ochalik Julia, Filipowicz Mariusz, Żołądek Maciej, Potencjał rozwoju i problemy energetyki wiatrowej, „Rynek Instalacyjny” 1–2/2020.
5. Filipowicz Mariusz, A case study of a small wind turbine integrated with the building of AGH Centre of Energy, Krakow, SET 2019: Proceedings of the 18th international conference on Sustainable Energy Technologies, August 20–22, 2019, Kuala Lumpur, Malaysia, „Sustainable energy towards the new revolution”, Vol. 3, ed. by Saffa Riffat [et al.], https://nottingham-repository.worktribe.com/OutputFile/3937312.
6. Filipowicz Mariusz, Żołądek Maciej, Goryl Wojciech, Sornek Krzysztof, Urban ecological energy generation on the example of elevation wind turbines located at Center of Energy AGH, E3S Web of Conferences 49, 00023 (2018).

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!