Wind assessmnt for deffernts sites in Libya and proper wind turbine blade design using CFD

Abstract

Bu çalışma multidisipliner bir araştırmadır. bir rüzgar türbini kanadının hesaplamalı akışkan dinamiğine (CFD) ve gerçek rüzgar verilerinin rüzgar enerjisi değerlendirmesine dayanan analizleri içerir. Teknik ve ekonomik değerlendirme, Libya'ya yakın dört bölge için yapıldı; Tarhuna, Alazeeziya, Tolmeita ve Almqrun. Değerlendirme Weibull dağılım fonksiyonu kullanılarak yapıldı ve Weibull parametreleri üç farklı yöntem kullanılarak hesaplandı; grafiksel yöntem (GM), ampirik yöntem (EM) ve maksimum olabilirlik yöntemi (MLM). Kullanılan farklı Weibull yöntemlerinin geçerliliğini kontrol etmek için çeşitli teknikler kullanılarak hata analizleri yapılmıştır. Teknik değerlendirme, yıllık enerji üretimi (AEP), kapasite faktörü (Cf) ve sera gazı emisyonu (GHG) azaltma hesaplarını içermektedir. Tahmini yıllık enerji üretimi, belirli bir rüzgar türbini tarafından üretilen her bir kWh elektriğin maliyetini tahmin eden mevcut maliyet değerinin hesaplanmasında kullanılmıştır.Yıllık sera gazı emisyonu azaltımının maliyet analizine etkisi de dikkate alınmıştır. Sonuçlar tüm sahaların elektrik maliyetinin dünya elektrik fiyatının altında olduğunu göstermiştir. Farklı Weibull parametrelerinin kullanılması, rüzgar enerjisi üretiminin teknik ve ekonomik tahminlerini belirgin şekilde etkiler. MLM yöntemi, tüm siteler için diğer yöntemlere kıyasla daha yüksek AEP tahmini sağlar. Öte yandan, GM metodu AEP için tüm sahalar için diğer metotlara göre daha az tahmin vermektedir. Sera gazı azaltma gelirini elektrik maliyet hesaplamalarına eklemek ortalama% 18 oranında azalmaktadır. CFD çalışması, en iyi bıçak ucu adım açısı dağılımını ve güç çıkışını arttırmak ve böylece analiz edilen alanların AEP'sini arttırmak için bir rüzgar türbini rotor boyutunun uygun bıçağını bulmak için gerçekleştirildi. Temel durum, durak ayarlı bir türbin olan NREL VI deneysel rüzgar türbinidir. CFD yöntemini kullanarak, güç çıkışını maksimize etmek için (nominal gücün aşılmaması şartıyla) optimum bıçak ucu adım açısı, 5-20 m / s aralığında her rüzgar hızı için elde edildi ve yeni optimum adım gücü eğrisi, bilgisayarlı. Bunu yaparak, durak ayarlı türbin, ayarlanmış bir aralığa dönüştürüldü. Optimum eğime sahip bıçak, üç farklı ölçek faktörü, 1.05, 1.1 ve 1.15 ile büyütüldü ve her bir ölçek faktörüne karşılık gelen güç eğrisi, Reynolds Ortalama Navier Stokes denklemleri çözülerek hesaplandı. Yıllık enerji üretimini tahmin etmek ve sahaların gerçek rüzgar verilerini ve yeni tasarlanmış bıçakların hesaplanan güç eğrilerini kullanarak üretilen elektrik maliyetini hesaplamak için rüzgar değerlendirmesi yapıldı. Rüzgar değerlendirmesi, iki parametreli bir Weibull dağıtım yöntemi olan maksimum olabilirlik yöntemi kullanılarak yapıldı. Sonuçlar, yeni ptich dağılımını farklı bıçak ebatı ölçeklerlekullandıktan sonra, yıllık enerji üretiminde önemli bir artış ve üretilen elektrik maliyetinde belirgin bir düşüş olduğunu göstermiştir.

The current study is a multidisciplinary research which incorporates analyses based on computational fluid dynamics (CFD) of a wind turbine blade and wind energy assessment of real wind data. The technical and economical assessment was performed for four sites close to the Libyan; Tarhuna, Alazeeziya, Tolmeita and Almqrun. The assessment was carried out using the Weibull distribution function and the Weibull parameters were calculated using three different methods; graphical method (GM), empirical method (EM) and maximum likelihood method (MLM). Error analyses using various techniques were conducted to check for the validity of the different Weibull methods used. The technical assessment includes the calculations of the annual energy production (AEP), capacity factor (Cf) and greenhouse gas emission (GHG) reduction. The estimated annual energy production was used in the calculation of the present value of cost which estimates the cost of each kWh of electricity produced by a certain wind turbine.The effect of the annual greenhouse gas emission reduction on the cost analysis was also considered. The results have shown the electricity cost of all the sites is below the world average electricity price. Using different Weibull parameters have noticeable effects on the technical and economical estimations of wind power production. The MLM method yields higher AEP estimation compared to the other methods for all the sites. On the other hand, GM method gives less estimation for the AEP compared to the other methods for all the sites. Adding the GHG reduction income into the electricity cost calculations decreases it by an average of 18%. The CFD work was carried out to find the best blade tip pitch angle distribution and proper blade of a wind turbine rotor size to increase its power output and hence increase the AEP of the analyzed sites. The baseline case is the NREL VI experimental wind turbine which is a stall regulated turbine. Using the CFD method, the optimum blade tip pitch angle to maximize the power output (providedthat the rated power is not exceeded) was obtained for each wind speed in the range between 5-20 m/s and the new optimum pitch power curve was computed. Doing so, the stall regulated turbine was converted into a pitch regulated one. The blade with the optimum pitch was enlarged by three different scale factors, 1.05, 1.1 and 1.15, and the power curve corresponding to each scale factor was calculated by solving the Reynolds Average Navier Stokes equations. Wind assessment was conducted to estimate the annual energy production and to calculate the generated electricity cost using the real wind data of the sites and the computed power curves of the new designed blades. The wind assessment was performed using the maximum likelihood method which is a two-parameter Weibull distribution method. The results have shown a significant increase in annual energy production and pronounced decreases in generated electricity cost after using the new ptich distribution with different blade size scales.