Analizę wpływu mechanicznych kołysań własnych, na pracę elektrowni wiatrowej zdecydowano się przeprowadzić w stanie ustalonym dla stałej prędkości wiatru, przy której turbozespół osiąga moc znamionową (V_hub=12.1m/s). W pierwszej kolejności wykonano symulację, w której źródłem kołysań są tzw. kołysania 1P. Ich częstotliwość jest proporcjonalna do prędkości obrotowej koła wiatrowego (rys. 1). Z otrzymanych przebiegów wynika, że amplituda tych wahań jest silnie tłumiona, co można tłumaczyć wpływem bezwładności układu. Dodatkowo oscylacje momentu elektromagnetycznego względem momentu mechanicznego turbiny wiatrowej są opóźnione w fazie, o kąt 85^o. Wpływ zmian mocy mechanicznej koła wiatrowego widoczny jest w prędkości obrotowej generatora, co wywołuje oscylację mocy generowanej, której amplituda osiąga wartość 5W.

Rys. 1. Wyniki symulacji przy obecności kołysań mocy wywołanych asymetrią koła wiatrowego (amplituda A1=1%, prędkość wiatru V_hub=12.1m/s): a) ω_w - prędkość obrotowa turbiny wiatrowej, b) ω_g- prędkość obrotowa wału generatora, c) T_w - moment obrotowy silnika wiatrowego, d) T_g - moment oporowy generatora, e) P_mech - moc mechaniczna turbiny wiatrowej, f) P_g - moc generatora.

Kolejną symulację przeprowadzono aby, ocenić wpływ kołysań mocy, których źródłem są drgania konstrukcji. W przypadku elektrowni wiatrowych o trzech łopatach są to oscylacje typu 3P. Uzyskane wyniki, dla tak określonych zmian mocy przedstawiono na rys. 2 Należy zwrócić uwagę, że również te wahania mocy są silnie tłumione przez bezwładność koła wiatrowego. Dodatkowo otrzymane przebiegi mają zdecydowanie bardziej złożony charakter. Pojawiające się tu oscylacje mocy generatora posiadają amplitudę, której wartość nie przekracza 10W. Porównując ten wynik z wynikiem uzyskanym z poprzedniej symulacji, okazuje się, że amplituda ta wzrosła dwukrotnie. Związane jest to z wartością współczynnika A_k, która jest znacznie większa dla tego typu drgań. Natomiast w przebiegach momentów pojawia się przesunięcie w fazie drgań, którego wartość oszacowano na 56^o.

Rys. 2. Wyniki symulacji przy obecności kołysań mocy przejściem łopaty przed wierzą (amplituda A2=8%, prędkość wiatru V_hub=12.1m/s): a) ω_w - prędkość obrotowa turbiny wiatrowej, b) ω_g- prędkość obrotowa wału generatora, c) T_w - moment obrotowy silnika wiatrowego, d) T_g - moment oporowy generatora, e) P_mech - moc mechaniczna turbiny wiatrowej, f) P_g - moc generatora.

Oprócz oscylacji typu 1P oraz 3P występują także drgania o innej częstotliwości, które związane są przede wszystkim z konstrukcją oraz rozmiarami płatów turbiny. Na rys. 3 przedstawiono wpływ takich wahań mocy na parametry elektrowni wiatrowej, których okres wynosi 0.22s (4,5 Hz). Również w tym przypadku wpływ mechanicznych kołysań własnych jest widoczny w przebiegu mocy generowanej. Jednak występujące w niej oscylacje mają zupełnie inny charakter. Natomiast jeśli chodzi o amplitudę drgań w mocy wyjściowej turbozespołu osiąga ona wartość aż 150W, co wynika ze stosunkowo dużego współczynnika A_k. Powstające pulsacje widoczne są również w pozostałych przebiegach.

Rys. 3. Wyniki symulacji przy obecności kołysań mocy wywołanych elastycznością łopat (amplituda A3=15%, prędkość wiatru V_hub=12.1m/s): a) ω_w - prędkość obrotowa turbiny wiatrowej, b) ω_g- prędkość obrotowa wału generatora, c) T_w - moment obrotowy silnika wiatrowego, d) T_g - moment oporowy generatora, e) P_mech - moc mechaniczna turbiny wiatrowej, f) P_g - moc generatora.

Dalszą analizę przeprowadzono na podstawie rys. 4, który przedstawia przebiegi otrzymane dla symulacji, w której uwzględniono występowanie wszystkich typów oscylacji (przy czym zmniejszono amplitudę oscylacji o częstotliwości 4.5Hz z 15% na 7%). Jak widać, odpowiedź układu przy takich parametrach staje się złożona i trudno w tym przypadku mówić o tym, że elektrownia znajduje się w stanie ustalonym. Porównując otrzymane wykresy, z poprzednią symulacją, można zauważyć, że różnice w przebiegach wynikając głównie z nałożenia się na oscylację o częstotliwości 4.5Hz, drgań typu 1P oraz 3P. Skutkiem tego otrzymane charakterystyki stają się bardziej „poszarpane”. Dokładna analiza wpływu mechanicznych kołysań własnych na parametry energii oddawanej do sieci przez elektrownię wiatrową nie jest możliwa, ponieważ w modelu matematycznym dynamikę generatora uproszczono do transmitancji w postaci inercji pierwszego rzędu.

Rys. 4. Wyniki symulacji przy obecności kołysań mocy typu 1P, 3P i uwzględnieniu wibracji wieży o (amplitudy A1=1%, A2=8%, A3=7%, prędkość wiatru V_hub=12.1m/s): a) ω_w - prędkość obrotowa turbiny wiatrowej, b) ω_g- prędkość obrotowa wału generatora, c) T_w - moment obrotowy silnika wiatrowego, d) T_g - moment oporowy generatora, e) P_mech - moc mechaniczna turbiny wiatrowej, f) P_g - moc generatora.