Source: http://docplayer.pl/50865374-Regionalny-dyrektor-ochrony-srodowiska-ul-28-czerwca-1956-poznan.html
Timestamp: 2018-10-21 13:02:23+00:00
Document Index: 32407147

Matched Legal Cases: ['art 11', 'art 14', 'art 11', 'art 14', 'art 11', 'art 14', 'art 11', 'art 14', 'art 11', 'art 14']

Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska ul. 28 czerwca 1956 Poznań - PDF
Download "Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska ul. 28 czerwca 1956 Poznań"
1 CENTRALNA GRUPA ENERGETYCZNA S.A. Konin, dnia Konin, Spółdzielców 3 Tel: / Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska ul. 28 czerwca 1956 Poznań W nawiązaniu do wezwania do uzupełnienia karty informacyjnej przedsięwzięcia polegającego na: budowie dwóch elektrowni wiatrowych o mocy do 4,5MW każda wraz z infrastrukturą towarzyszącą na działkach o nr 966, 967, 968, 969, 970, 971, 972, 973, 974, 975, 976, 977, 978, 979, 980, 981, 1106, 1107, 1108, 1109, 1110, 1111 obręb Skokum, gm. Zagórów, pismo z dnia 3-go września 2014 roku, data wpływu 9 września 2014, (znak WOO-IV ZP.2) poniżej przekazuję wyjaśnienia dotyczące szczegółów technicznych związanych z obniżeniem mocy akustycznej elektrowni. Szczegóły techniczne tego typu rozwiązań stanowią tajemnicę przedsiębiorstw produkujących turbiny i nie są udostępniane jako dokumentacja techniczna. Ogólne założenia tego typu systemów bazują na sterowaniu komputerowym parametrami pracy turbiny, które są powiązane z emisją akustyczną. Komputer poprzez koordynację informacji z czujników umieszczonych w odpowiednich punktach turbiny (zwykle znajdują się one na szczycie gondoli, w jej wnętrzu, oraz w łopatach śmigła) optymalizuje zdalnie takie parametry jak: - obniżenie wydajności turbiny (elektronicznie); - obniżenie prędkości obrotowej; - ustawienie łopat w pozycji bardziej aerodynamicznej. Kluczowe dla emisji akustycznej są zmiana kąta natarcia łopat śmigła i obniżenie prędkości obrotowej śmigła. Mniej agresywne ustawienie łopat śmigła wiąże się z
2 obniżeniem prędkości obrotowej śmigła, które z kolei związane jest z niższą emisją akustyczną. Dotyczy to obniżenia emisji akustycznej w części aerodynamicznej z racji optymalizacji kąta natarcia, oraz w części mechanicznej z racji obniżenia prędkości obrotowej przekładni w gondoli turbiny. Obecnie wszyscy producenci oferują w nowych turbinach możliwość sterowania mocą akustyczną. Tryby pracy z obniżoną mocą akustyczną mają wpływ na poziom produkcji energii elektrycznej, która zmniejsza się wraz z wyciszeniem turbin o kilka do około dziesięciu procent. W skali roku nocne obniżenie mocy akustycznej obniży produkcję całoroczną o kilka procent w zależności od zadanego trybu pracy (należy pamiętać, że obniżenie wydajności dotyczy tylko najbardziej niekorzystnych akustycznie warunków). Poniżej zamieszczono wykres zależności mocy (wydajności) turbiny od prędkości wiatru na wysokości gondoli moc turbiny [kw] dla gęstości powietrza 1,225 [g/cm3] ,5 104,0 103,5 103,0 102,5 prędkość wiatru na wysokości gondoli [m/s] Kolejne krzywe są związane z określonym trybem pracy turbiny. Najgłośniejsza praca turbiny jest w trybie standardowym (zerowym), następnie kolejno aż do trybu 4 turbina jest coraz cichsza, co wiąże się również ze spadkiem wydajności. Przykładowo dla trybu standardowego uzyskujemy maksymalną moc rzędu 3000 kw dla prędkości
3 wiatru 11,5 m/s z mocą akustyczną na poziomie 104,5dB. W trybie 4 jest to 2735 kw z mocą akustyczną na poziomie 102,5 db. Oznacza to spadek mocy akustycznej o 2 db, przy jednoczesnym spadku maksymalnej mocy turbiny o około 9%. Powyższe rozważania zostały oparte o dane dotyczące turbiny Nordex N131/3000. Do niniejszej odpowiedzi załączono dokumentację techniczną zawierającą dane będące podstawą sporządzenia wykresu zależności mocy turbiny od prędkości wiatru na wysokości gondoli dla różnych trybów pracy. Szczegóły rozwiązań różnych trybów pracy turbin dla różnych producentów mogą być różne, jednakże ogólna zasada powiązania spadku wydajności z obniżoną emisją akustyczną pozostaje niezmienna. Opis zawarty w niniejszej odpowiedzi należy traktować przykładowo, gdyż na obecnym etapie nie jest znany producent turbiny. Z poważaniem
4 Noise level - Nordex N131/3000 Standard mode Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Standard mode 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
5 Noise level - Nordex N131/3000 Standard mode Maximum sound power level L WA [db(a)] over the complete operating range of the turbine F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
6 Power curves - Nordex N131/3000 Standard mode Basis: These power curve values according to IEC are based on aerodynamic calculations by Nordex Energy GmbH. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Standard mode 131 m Determinations for the power curve verification: Verification according to: IEC :2005 Type of anemometer: Measurement of power: Air density: Thies First Class (Advanced), Risø P2546A or Vector A100 low voltage side, 660 VAC Filter of turbulence: 9 % TI 15 % Filter of wind shear: Filter of temperature: 2 C θ 25 C Status signal: normalization to the nearest air density shown in the table a 0.2 (Hellman exponent) Wind shear measurement and determination according to the requirements of MEASNET power performance measurement procedure, Version 5, December 2009, chapter 3.3 and 3.8 Ready for operation without consideration of the cut-out hysteresis (IEC :2005, database B) F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
7 Power curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
8 Power curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
9 Thrust curves - Nordex N131/3000 Standard mode Basis: The represented thrust coefficients are based on aerodynamical calculations of the Nordex Energy GmbH. The thrust curves are only for information and will not be warranted. Wind turbine data: Operational mode: Blade regulation: Air density: Standard mode Pitch to the nearest air density shown in the table F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
10 Thrust curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
11 Thrust curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9
12 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 1 / Sound optimized mode db(a) 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
13 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Maximum sound power level L WA [db(a)] over the complete operating range of the turbine F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
14 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Basis: These power curve values according to IEC are based on aerodynamic calculations by Nordex Energy GmbH. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 1 / Sound optimized mode db(a) 131 m Determinations for the power curve verification: Verification according to: IEC :2005 Type of anemometer: Measurement of power: Air density: Thies First Class (Advanced), Risø P2546A or Vector A100 low voltage side, 660 VAC Filter of turbulence: 9 % TI 15 % Filter of wind shear: Filter of temperature: 2 C θ 25 C Status signal: normalization to the nearest air density shown in the table a 0.2 (Hellman exponent) Wind shear measurement and determination according to the requirements of MEASNET power performance measurement procedure, Version 5, December 2009, chapter 3.3 and 3.8 Ready for operation without consideration of the cut-out hysteresis (IEC :2005, database B) F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
15 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
16 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
17 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Basis: The represented thrust coefficients are based on aerodynamical calculations of the Nordex Energy GmbH. The thrust curves are only for information and will not be warranted. Wind turbine data: Operational mode: Blade regulation: Air density: Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Pitch to the nearest air density shown in the table F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
18 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
19 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
20 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 2 / Sound optimized mode db(a) 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
21 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) Maximum sound power level L WA [db(a)] over the complete operating range of the turbine F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
22 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) Basis: These power curve values according to IEC are based on aerodynamic calculations by Nordex Energy GmbH. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 2 / Sound optimized mode db(a) 131 m Determinations for the power curve verification: Verification according to: IEC :2005 Type of anemometer: Measurement of power: Air density: Thies First Class (Advanced), Risø P2546A or Vector A100 low voltage side, 660 VAC Filter of turbulence: 9 % TI 15 % Filter of wind shear: Filter of temperature: 2 C θ 25 C Status signal: normalization to the nearest air density shown in the table a 0.2 (Hellman exponent) Wind shear measurement and determination according to the requirements of MEASNET power performance measurement procedure, Version 5, December 2009, chapter 3.3 and 3.8 Ready for operation without consideration of the cut-out hysteresis (IEC :2005, database B) F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
23 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
24 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
25 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) Basis: The represented thrust coefficients are based on aerodynamical calculations of the Nordex Energy GmbH. The thrust curves are only for information and will not be warranted. Wind turbine data: Operational mode: Blade regulation: Air density: Mode 2 / Sound optimized mode db(a) Pitch to the nearest air density shown in the table F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
26 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
27 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 2 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
28 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 3 / Sound optimized mode db(a) 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
29 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) Maximum sound power level L WA [db(a)] over the complete operating range of the turbine F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
30 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) Basis: These power curve values according to IEC are based on aerodynamic calculations by Nordex Energy GmbH. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 3 / Sound optimized mode db(a) 131 m Determinations for the power curve verification: Verification according to: IEC :2005 Type of anemometer: Measurement of power: Air density: Thies First Class (Advanced), Risø P2546A or Vector A100 low voltage side, 660 VAC Filter of turbulence: 9 % TI 15 % Filter of wind shear: Filter of temperature: 2 C θ 25 C Status signal: normalization to the nearest air density shown in the table a 0.2 (Hellman exponent) Wind shear measurement and determination according to the requirements of MEASNET power performance measurement procedure, Version 5, December 2009, chapter 3.3 and 3.8 Ready for operation without consideration of the cut-out hysteresis (IEC :2005, database B) F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
31 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
32 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
33 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) Basis: The represented thrust coefficients are based on aerodynamical calculations of the Nordex Energy GmbH. The thrust curves are only for information and will not be warranted. Wind turbine data: Operational mode: Blade regulation: Air density: Mode 3 / Sound optimized mode db(a) Pitch to the nearest air density shown in the table F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
34 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
35 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 3 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
36 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 4 / Sound optimized mode db(a) Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 4 / Sound optimized mode db(a) 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A12_EN Revision 00, / 81
ANALiZA WPŁYWU PARAMETRÓW SAMOLOTU NA POZiOM HAŁASU MiERZONEGO WEDŁUG PRZEPiSÓW FAR 36 APPENDiX G
PRACE instytutu LOTNiCTWA 221, s. 115 120, Warszawa 2011 ANALiZA WPŁYWU PARAMETRÓW SAMOLOTU NA POZiOM HAŁASU MiERZONEGO WEDŁUG PRZEPiSÓW FAR 36 APPENDiX G i ROZDZiAŁU 10 ZAŁOżEń16 KONWENCJi icao PIotr
V90 1.8 MW oraz 2.0 MW Oparte na doświadczeniu
V90 1.8 MW oraz 2.0 MW Oparte na doświadczeniu Innowacje w zakresie technologii łopat Optymalna wydajność Generatory OptiSpeed * turbin V90-1.8 MW oraz V90-2.0 MW zostały zaadaptowane z generatorów bardzo
Witamy w ROMO Wind: oferujemy dokładny wgląd do pełnej wydajności turbin wiatrowych. technologia ispin
Witamy w ROMO Wind: oferujemy dokładny wgląd do pełnej wydajności turbin wiatrowych technologia ispin ROMO Wind w skrócie ROMO Wind to firma oferująca technologię i usługi oraz wyłączny dostawca opatentowanej
Najbardziej elastyczne podejście do izolacji akustycznej
Systemy wygłuszające Kaisound bazują na pierwszej na świecie absorbującej dźwięki piance elastomerowej z technologią Kaiflex R-FORCE. System dźwiękowej Absorpcja i odbicie Izolacja i tłumienie Elastyczna
POTENCJAŁ PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ PRZEZ TURBINĘ WIATROWĄ W ZALEŻNOŚCI OD LOKALIZACJI I WARUNKÓW WIETRZNOŚCI
POTENCJAŁ PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ PRZEZ TURBINĘ WIATROWĄ W ZALEŻNOŚCI OD LOKALIZACJI I WARUNKÓW WIETRZNOŚCI THE POTENTIAL OF THE ELECTRICITY PRODUCTION BY WIND TURBINE DEPENDING ON LOCATION AND
O PIONOWEJ OSI OBROTU VAWT Cicha praca, Duża sprawność aerodynamiczna, Wysoka bezawaryjność turbiny, Bezpieczeństwo, deklaracja CE, Montaż na słupie w pobliżu budynku, Dla domów jednorodzinnych, Wykorzystanie
STEROWANIE MAŁEJ ELEKTROWNI WIATROWEJ NA MAKSIMUM MOCY CZYNNEJ
POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 70 Electrical Engineering 2012 Adam GULCZYŃSKI* STEROWANIE MAŁEJ ELEKTROWNI WIATROWEJ NA MAKSIMUM MOCY CZYNNEJ Przedstawiono sposób sterowania pozwalający
WYZNACZENIE OBCIĄśENIA AERODYNAMICZNEGO W MODELU ELEKTROWNI WIATROWEJ MAŁEJ MOCY
MODELOWANIE INśYNIERSKIE ISSN 1896-771X 34, s. 67-7, Gliwice 007 WYZNACZENIE OBCIĄśENIA AERODYNAMICZNEGO W MODELU ELEKTROWNI WIATROWEJ MAŁEJ MOCY MAREK KOŹLAK, MARIUSZ PAWLAK Katedra Mechaniki Stosowanej,
WIBROAKUSTYKA TURBIN WIATROWYCH O PIONOWEJ OSI OBROTU (VAWT)
XXIII SYMPOSIUM VIBRATIONS IN PHYSICAL SYSTEMS Poznań Będlewo 2008 WIBROAKUSTYKA TURBIN WIATROWYCH O PIONOWEJ OSI OBROTU (VAWT) Wstęp mgr inż. Jacek SZULCZYK, prof. dr hab. Czesław CEMPEL dr hc. multi
WYZNACZANIE WSPÓŁCZYNNIKÓW AERODYNAMICZNYCH RÓŻNYCH TYPÓW ŁOPAT WIRNIKA KARUZELOWEGO
PIOTR MATYS, MARCIN AUGUSTYN WYZNACZANIE WSPÓŁCZYNNIKÓW AERODYNAMICZNYCH RÓŻNYCH TYPÓW ŁOPAT WIRNIKA KARUZELOWEGO EXPERIMENTAL DETERMINATION OF AERODYNAMIC COEFFICIENTS OF DIFFERENT TYPES OF MERRY-GO-ROUND
OPINIA. mgr inż. Krzysztof Przekop
OPINIA w sprawie dokumentu: "Ocena z zakresu ochrony przed hałasem dotyczy określenia przewidywanej emisji hałasu do środowiska od planowanej Inwestycji polegającej na budowie parku elektrowni wiatrowych
V kw z systemami OptiTip oraz OptiSpeed
V52-85 kw z systemami OptiTip oraz OptiSpeed Wydajna, uniwersalna turbina wiatrowa tworzy nowe możliwości Turbina V52-85 kw lepiej wykorzystuje energię wiatru Firma Vestas ponownie odniosła sukces. Intensywnie
Załącznik nr 1 Do decyzji Wójta Gminy Siemkowice znak:irś.d.6220.9.2011-2013 z dnia 18.03.2013 Charakterystyka przedsięwzięcia 1. Rodzaj i charakterystyka przedsięwzięcia w tym: Klasyfikacja przedsięwzięcia
V90-3.0 MW Skuteczny sposób na zwiększenie mocy
V90-3.0 MW Skuteczny sposób na zwiększenie mocy Innowacje w zakresie technologii łopat 3x44 metry krawędzi natarcia W celu podniesienia wydajności modelu V90 wprowadziliśmy udoskonalenia w dwóch aspektach
Automatyzacja teleskopu Celestron CGE Pro w OA UJ
Automatyzacja teleskopu Celestron CGE Pro w OA UJ tomasz.szymanski@oa.uj.edu.pl Tomasz Szymański Obserwatorium Astronomiczne Uniwersytetu Jagiellońskiego 3-04-2012 Plan 1 Schemat modelu 2 Sprzęt 3 Oprogramowanie
Wykład 2 z podstaw energetyki wiatrowej
Wykład 2 z podstaw energetyki wiatrowej Piasta ( Hub) Wirnik rotora Wał napędow y Skrzynia biegów Generator Wieża Gondola Różne warianty budowy turbin wiatrowych Budowa standardowej siłowni wiatrowej Bezprzekładniowa
NIEPEWNOŚĆ POMIARU WSPÓŁCZYNNIKA POCHŁANIANIA DŹWIĘKU W KOMORZE POGŁOSOWEJ
PRACE INSTYTUTU TECHNIKI BUDOWLANEJ - KWARTALNIK nr 1 (157) 2011 BUILDING RESEARCH INSTITUTE - QUARTERLY No 1 (157) 2011 BADANIA I STUDIA - RESEARCH AND STUDIES Anna lżewska* Kazimierz Czyżewski** NIEPEWNOŚĆ
Agro Trade. Agro Trade. www.a-trade.pl. Inwestor i Zleceniodawca. Wykonawca. PROKON New Energy Poland Sp. z o. o. 80-298 Gdańsk ul.
Agro Trade Inwestor i Zleceniodawca PROKON New Energy Poland Sp. z o. o. 80-298 Gdańsk ul. Budowlanych 64D Wykonawca Agro Trade Agro Trade Grzegorz Bujak Biurowiec Versal ul. Staszica 1/212 25-008 Kielce
ONTEC C DYSKRETNA OCHRONA
DYSKRETNA OCHRONA niewielki kształt oprawy sprawia, że jest ona dyskretna i dopasowuje się do każdego wnętrza nie naruszając konstrukcji oświetlenia podstawowego idealne chłodzenie elektroniki zapewnia
SYSTEM DO REJESTRACJI DANYCH POMIAROWYCH Z ELEKTROWNI WIATROWEJ
POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 89 Electrical Engineering 2017 DOI 10.21008/j.1897-0737.2017.89.0039 Piotr GALLUS* Marcin SCHUDY* Daria WOTZKA* Michał KOZIOŁ* SYSTEM DO REJESTRACJI
Politechnika Szczecińska - Instytut Elektrotechniki
Politechnika Szczecińska - Instytut Elektrotechniki Studium możliwości przyłączania elektrowni wiatrowych do istniejącej sieci elektroenergetycznej 110 kv i analizy potrzeb modernizacyjnych sieci 110 kv
Strona/Page 2/22 PARAMETRY TECHNICZNE DEKLAROWANE PRZEZ PRODUCENTA POTWIERDZONE BADANIAMI / RATINGS ASSIGNED BY THE MANUFACTURER AND PROVED BY TESTS Typ Type LOVOS- 5/280 LOVOS- 5/440 LOVOS- 5/500 LOVOS-
WPŁYW PARAMETRÓW GEOMETRYCZNYCH OBUDOWY RUROWEJ NA MOC SIŁOWNI WIATROWEJ
Inżynieria Rolnicza 5(103)/8 WPŁYW PARAMETRÓW GEOMETRYCZNYCH OBUDOWY RUROWEJ NA MOC SIŁOWNI WIATROWEJ Leszek Romański, Maciej Charkiewicz Instytut Inżynierii Rolniczej, Uniwersytet Przyrodniczy we Wrocławiu