ЛОПАСТЬ РОТОРА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ И ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА
WIND POWER PLANT ROTOR BLADE AND WIND POWER PLANT

Данное изобретение относится к лопасти ротора ветроэнергетической установки. Кроме того, данное изобретение относится к самой ветроэнергетической установке.
Ветроэнергетические установки, как правило, известны, и на сегодняшний день завоевали признание так называемые ветроэнергетические установки с горизонтальной осью, к которым и относится данная заявка. Современные ветроэнергетические установки адаптированы к ожидаемым на месте их расположения характеристикам ветра. В частности, может в принципе делаться различие между ветроэнергетическими установками для мест расположения с сильным ветром и ветроэнергетическими установками для мест расположения со слабым ветром. При необходимости могут производиться дальнейшие классификации.
Ветроэнергетические установки для мест расположения со слабым ветром имеют по сравнению с ветроэнергетическими установками для мест расположения с более высокими средними скоростями ветра более длинные и, по меньшей мере, частично также более филигранные лопасти ротора. Таким образом, эти более длинные лопасти ротора могут перекрывать большую поверхность ротора, для того чтобы таким образом даже при слабом ветре была возможность извлекать из этого ветра как можно больше энергии. Сильные нагрузки благодаря сильному ветру возникают сравнительно редко.
При изготовлении таких лопастей ротора следует обращать внимание на то, что они особенно в средней области настолько тонкие, что они имеет наименьший вес, однако одновременно могут обеспечивать достаточную несущую способность для лопасти. В частности, в средней области лопасти ротора по отношению к радиальному направлению ротора это может вызывать проблемы по согласованию описанных требований к устойчивости и несущей способности лопасти ротора с необходимой аэродинамической конструкцией.
При этом свобода действий для конструктивного исполнения аэродинамического профиля может быть подчас настолько мала, что хотя и достигается аэродинамический профиль с хорошими характеристиками, но небольшие отклонения от этого оптимального аэродинамического профиля могут быть существенными для характеристик потока. В частности, загрязнения лопасти ротора могут приводить к нежелательно раннему срыву потока, который у незагрязненной лопасти не возникает или возникает, по меньшей мере, не в такой степени. При этом подчас в качестве существенного загрязнения лопасти могут быть достаточными дождевые капли.
Таким образом, в основе данного изобретения лежит задача по преодолению, по меньшей мере, одной из указанных выше проблем. В частности, должно предоставляться решение для улучшения аэродинамических характеристик лопасти ротора. В частности, лопасть ротора ветроэнергетической установки для мест расположения со слабым ветром должна усовершенствоваться, в частности изготовляться менее чувствительной к загрязнениям. По меньшей мере, должно предлагаться альтернативное уровню техники решение.
Немецкое ведомство по патентам и товарным знакам проводило поиск в приоритетной заявке относительно следующего за данной заявкой PCT уровня техники: DE 10347802 B3, US 2011/0211966 A1, US 2012/0051936 A1 и EP 2466122 A2.
Согласно изобретению предлагается лопасть ротора согласно п. 1 формулы изобретения. Такая лопасть ротора, а именно лопасть аэродинамического ротора, включает в себя, по меньшей мере, один первый и один второй аэродинамические гребни. Положение этих аэродинамических гребней специально согласовано со средней областью относительно радиального направления аэродинамического ротора. Положение, по меньшей мере, двух аэродинамических гребней выбрано таким образом, что эти аэродинамические гребни окружают среднюю область лопасти ротора.
При этом в основе лежит идея того, что лопасть ротора в ближней к колпаку ротора области может быть выполнена широкой даже у установок слабого ветра, то есть у ветроэнергетических установок для мест расположения со слабым ветром, и допускает менее чувствительный профиль. В наружной области, то есть по направлению к концу лопасти ротора, может также иметь место конструктивное исполнение более прочного профиля, так как в этой наружной области несущая способность лопасти ротора определяет конструкцию лопасти в наименьшей степени. При этом в средней области несущая способность лопасти ротора играет в этой области большую роль, и воздействие ветра на производительность ветроэнергетической установки здесь также еще весьма велико. Кроме того, в средней области могут подчас возникать сильные воздействия из-за загрязнений, таких как дождь, так как окружная скорость здесь не настолько высока, как в наружной области лопасти, и таким образом дождевая вода может лучше удерживаться на поверхности.
В этом месте следует указать на то, что использование аэродинамических гребней на лопастях ротора ветроэнергетических установок в принципе известно. В этой связи делается ссылка на немецкий патент DE 10347802 B3. В этом патенте предусмотрены аэродинамические гребни, для того чтобы предотвращать поперечные потоки между по существу цилиндрической областью комля лопасти ротора и имеющей аэродинамический профиль наружной частью лопасти ротора. Для этого там один аэродинамический гребень предлагается в области, в которой лопасть ротора переходит от своей приблизительно цилиндрической области комля к области, которая имеет аэродинамический профиль. Второй аэродинамический гребень может быть предусмотрен в качестве поддержки.
Данное же изобретение затрагивает совершенно другую проблему, а именно предотвращать или, по меньшей мере, ограничивать до предопределенной области срыв потока, обусловленный, в частности, загрязнениями лопасти. При этом данное изобретение относится, в частности, к лопастям ротора, которые свою наибольшую глубину профиля имеют непосредственно в своей области комля для закрепления на колпаке ротора. Другими словами данное изобретение относится, в частности, к лопастям ротора, которые на всей своей осевой или радиальной длине имеют аэродинамический профиль.
Для этого предлагается то, что первый аэродинамический гребень расположен в области от 25% до 40%, а второй аэродинамический гребень расположен на лопасти ротора в области от 45% до 60%. Эти значения относятся к радиальному направлению лопасти ротора при надлежащем использовании в аэродинамическом роторе ветроэнергетической установки. В соответствии с этим значение в 0% было бы точно на оси вращения аэродинамического ротора, а значение в 100% на конце лопасти ротора.
Предпочтительно первый аэродинамический гребень расположен в области от 30% до 35% в радиальном направлении, и кроме того, или альтернативно второй аэродинамический гребень расположен на лопасти ротора в радиальном направлении в области от 50% до 55%. Вследствие этого определенная соответствующим образом средняя область лопасти ротора оснащается этими обоими аэродинамическими гребнями и заключается между ними обоими. Таким образом, предложенная мера может конкретно концентрироваться на этой средней области.
Предпочтительно первый и второй аэродинамические гребни расположены соответственно на тыльной стороне лопасти ротора. В частности, было обнаружено то, что здесь могут возникать наибольшие проблемы со срывом потока, так что, в частности, здесь предусматриваются аэродинамические гребни. Предпочтительно на тыльной стороне лопасти ротора расположен не только соответственно один аэродинамический гребень, а каждый аэродинамический гребень имеет два участка гребня, из которых один участок гребня расположен на тыльной стороне, а другой участок гребня на лицевой стороне лопасти ротора. При этом было обнаружено то, что поддержка аэродинамического гребня тыльной стороны участком гребня на лицевой стороне может дополнительно улучшать предложенную аэродинамическую меру. Тем самым возможные явления срыва потока могут еще эффективнее ограничиваться этой средней областью лопасти ротора.
Согласно варианту осуществления каждый аэродинамический гребень выполнен таким образом, что он увеличивается в своей высоте, проходя от передней кромки к задней кромке. В этом отношении исходят из обычной лопасти ротора, которая приблизительно в направлении движения имеет переднюю кромку или переднюю кромку лопасти ротора и заднюю кромку, которая обращена от передней кромки, то есть по существу направлена назад. Предпочтительно высота аэродинамического гребня ориентируется на толщину пограничного слоя обтекающего лопасть воздуха. Этот пограничный слой принимается в качестве области, в которой скорость набегающего воздушного потока имеет настолько большое расстояние до поверхности лопасти, что она достигла 90% от скорости несдерживаемого потока воздуха. При этом за основу берется скорость потока воздуха относительно лопасти ротора в соответствующем месте.
Теперь выяснилось то, что этот пограничный слой имеет от передней кромки к задней кромке увеличивающееся расстояние. Согласно варианту осуществления предлагается то, что высота аэродинамического гребня ориентируется на это расстояние до поверхности лопасти.
Эти исполнения относительно высоты аэродинамического гребня предполагают аэродинамический гребень, который выполнен приблизительно в виде плоского, перпендикулярного к поверхности лопасти и проходящего вдоль направления набегающего потока объекта, то есть выполнен приблизительно в виде ребра. Кроме того, эти исполнения должны также использоваться для участков аэродинамического гребня, которые упрощенно также обозначались как участки гребня, если аэродинамический гребень имеет соответственно один участок гребня на тыльной стороне и один участок гребня на лицевой стороне.
В частности, аэродинамический гребень начинается вблизи от передней кромки, например, относительно хорды профиля лопасти в соответствующем месте при 5-10% позади передней кромки. В этом случае аэродинамический гребень или участок гребня начинается с незначительной высоты от 0 до 5 мм и затем непрерывно повышается до высоты более 15 мм, в частности более 20 мм. Это повышение может увеличиваться у первого аэродинамического гребня или его участка на более чем 30 мм. Предпочтительно аэродинамический гребень в своей задней области, в частности в задней трети, остается неизменным в своей высоте, а именно остается неизменно высоким. Таким образом, он может адаптироваться к положению пограничного слоя, и предотвращаются излишне большие высоты и тем самым ненужные контактные поверхности, и наконец также достигается экономия материала по сравнению с вариантом с высотой неизменной величины.
Предпочтительно каждый аэродинамический гребень или участок гребня выполнен таким образом в виде ребра, и это ребро имеет основной участок и задний участок. Основным участком ребро закреплено на поверхности лопасти ротора, то есть на тыльной стороне или лицевой стороне, а другая свободная сторона ребра образует задний участок. Таким образом, основной участок следует за профилем лопасти. Задний участок также выполнен как профиль лопасти, но в другом положении. Для этого за основу берется контурная линия, которая своей формой соответствует профилю лопасти, но которая повернута/прокручена по отношению к профилю лопасти вокруг оси поворота/вращения. Эти способы рассмотрения исходят из сечения профиля в области рассмотренного соответствующим образом аэродинамического гребня. Таким образом, сначала принимается контурная линия, которая следует за профилем лопасти, например на тыльной стороне. Затем мысленно устанавливается ось поворота, предпочтительно в области передней кромки. Затем вокруг этой оси поворота эта контурная линия - мысленно - поворачивается, в частности, на угол приблизительно от 1 до 3°, так что эта контурная линия в этом случае имеет с профилем лопасти одну общую точку на оси поворота, в остальном же она, проходя назад по направлению к задней кромке, непрерывно удаляется от профиля лопасти, то есть в этом примере от тыльной стороны. Таким образом, аэродинамический гребень или участок аэродинамического гребня проходит между профилем лопасти и этой повернутой контурной линией.
Соответственно, если участок гребня предусмотрен на лицевой стороне, за основу берется контурная линия лицевой стороны, и она образует форму основного участка ребра, а повернутая относительно нее контурная линия образует форму заднего участка ребра. При этом направление поворота вокруг той же оси строго противоположно, чем при образовании аэродинамического гребня на тыльной стороне.
При этом в передней области к передней кромке, то есть, в частности, в области от 5% до 10% относительно хорды лопасти, высота ребра была бы настолько мала, что ребро там не должно образовываться, и является достаточным, если ребро начинается лишь на соответствующем расстоянии от передней кромки. Это имеет место как для тыльной стороны, так и для лицевой стороны.
Предпочтительно высота аэродинамического гребня ориентируется на от двукратной до пятикратной, в частности от трехкратной до четырехкратной, величины толщины вытеснения пограничного слоя в соответствующей области.
Кроме того, было также обнаружено то, что незначительная высота аэродинамического гребня по направлению к передней кромке может быть достаточной, так как срывы потока, которые должны предотвращаться предложенными мерами, возникают лишь в средней или даже задней области лопасти или профиля лопасти. Соответственно большая высота аэродинамического гребня с увеличивающимся положением по направлению к задней кромке является предпочтительной.
Дальнейший вариант осуществления предлагает то, что первый и второй аэродинамические гребни имеют различные высоты, в частности, имеют различные средние высоты. Если аэродинамические гребни выполнены в виде ребра с задним участком ребра, следующим за повернутой линией профиля, то по всей длине ребра получается большая высота первого аэродинамического гребня по сравнению со вторым аэродинамическим гребнем. В качестве сравнения за основу упрощенно берется средняя высота обоих аэродинамических гребней, которая может быть, например, средним арифметическим высоты прохождения соответствующего аэродинамического гребня. Если аэродинамический гребень также имеет участок гребня на лицевой стороне, то эти соображения и описания следует соответственно использовать для высоты соответствующего участка гребня.
В любом случае предлагается то, что первый аэродинамический гребень, то есть тот гребень, который расположен ближе к колпаку ротора, выше, чем второй аэродинамический гребень, по меньшей мере, на 30%, в частности, по меньшей мере, на 50%. При этом было обнаружено то, что для наружного аэродинамического гребня достаточно незначительной высоты, что может быть предпочтительным с аэродинамической точки зрения.
Предпочтительно в качестве дополнения предусмотрены генераторы завихрений. Такие генераторы завихрений, которые расположены приблизительно в передней трети относительно передней кромки и находятся предпочтительно на тыльной стороне лопасти ротора, могут противодействовать эффекту отрыва, то есть срыву потока на профиле лопасти. В частности, они могут являться причиной того, что положение такого срыва потока смещается дальше к задней кромке, и тем самым, по меньшей мере, уменьшаются аэродинамические недостатки из-за срыва потока. Если удастся переместить этот срыв потока - по идеи - до задней кромки, то он фактически больше не возникнет.
Предпочтительно предлагается то, что эти генераторы завихрений располагаются только между первым и вторым аэродинамическими гребнями. Таким образом, их действие ограничено этой областью, и оно также защищается аэродинамическими гребнями по направлению к наружной или внутренней области лопасти ротора. В частности, при этом учитывается также та проблема, что такие генераторы завихрений могут быть источником нежелательного шума. Таким образом, благодаря расположению исключительно в этой области между обоими аэродинамическими гребнями может также ограничиваться уровень шума, благодаря тому, что предотвращается/может предотвращаться излишне дальняя в радиальном направлении футеровка (обкладка) генераторами завихрений.
Предпочтительно лопасть ротора рассчитана для установки слабого ветра, то есть для ветроэнергетической установки, которая предусмотрена для места расположения со слабым ветром. Таким образом, предложенные решения предназначаются, в частности, для проблематичной средней области такой лопасти ротора ветроэнергетической установки слабого ветра.
Предпочтительно за основу берется лопасть ротора, которая имеет свою самую большую глубину профиля непосредственно на своем комле лопасти для закрепления на колпаке ротора. То есть не используется лопасть ротора, которая снова ослабляется по направлению к колпаку и имеет по существу цилиндрическую область, которая не выполнена в виде профиля лопасти. Другими словами данные решения не относятся таким образом к эффектам, которые возникают между профилированной областью лопасти ротора и непрофилированной областью лопасти ротора, а именно цилиндрическим комлем лопасти.
Кроме того, согласно изобретению предлагается ветроэнергетическая установка, которая оснащена одной или несколькими лопастями ротора согласно, по меньшей мере, одному из описанных выше вариантов осуществления. В частности, предлагается ветроэнергетическая установка с тремя лопастями ротора, из которых каждая лопасть ротора выполнена, как предложено согласно одному из вышеуказанных вариантов осуществления.
Предпочтительная лопасть ротора ветроэнергетической установки имеет комель лопасти ротора для присоединения лопасти ротора к колпаку ротора и конец лопасти ротора, расположенный на обращенной от комля лопасти ротора стороне. При этом относительная толщина профиля, которая определена как соотношение толщины профиля к глубине профиля, имеет локальный максимум в средней области между комлем лопасти ротора и концом лопасти ротора. В дальнейшем под глубиной профиля понимается длина профиля, то есть расстояние между передней кромкой профиля и задней кромкой профиля. Толщина профиля обозначает расстояние между верхней и нижней стороной профиля. Таким образом, относительная толщина профиля имеет небольшую величину, если толщина профиля мала, и/или глубина профиля велика.
Относительная толщина профиля имеет между комлем лопасти ротора и концом лопасти ротора локальный максимум. Локальный максимум находится в средней области между комлем лопасти ротора и концом лопасти ротора, предпочтительно в области от 30 до 60% общей длины лопасти ротора, если измерять от комля лопасти ротора к концу лопасти ротора. Таким образом, при общей длине, например, в 60 м локальный максимум находится в области предпочтительно от 18 м до 36 м. То есть относительная толщина профиля сначала уменьшается, исходя из комля лопасти ротора, и затем снова увеличивается в средней области до локального максимума, а именно до места, в окрестностях которого относительная толщина профиля не имеет более высокого значения. Локальный максимум в средней области лопасти ротора складывается, в частности, вследствие того, что глубина профиля сильно уменьшается, исходя из комля лопасти ротора до средней области. Одновременно или альтернативно толщина профиля может увеличиваться или не так сильно, как глубина профиля уменьшаться. Вследствие этого достигается экономия материала, в частности, между комлем лопасти ротора и средней областью и, таким образом, снижение веса. Благодаря увеличению толщины профиля создается высокая устойчивость лопасти ротора.
Было обнаружено то, что уменьшение глубины профиля в средней области, хотя и может вызывать там уменьшение несущей способности, однако может повлечь за собой то, что одновременно достигается уменьшение веса лопасти ротора. С возможным ухудшением эффективности лопасти ротора мирятся для достижения более незначительного веса. При этом в средней области при наиболее хорошей эффективности фокусируются однако сильнее на устойчивости и жесткости, а в наружной области сильнее фокусируются на высокой эффективности. Таким образом, предлагается профиль, у которого глубина профиля от средней области наружу по направлению к концу лопасти ротора уменьшается, по меньшей мере, слабее, чем в средней области.
Предпочтительно относительная толщина профиля локального максимума составляет от 35% до 50%, в частности от 40% до 45%. Как правило, относительная толщина профиля начинается на комле лопасти ротора при значении от 100% до 40%. При этом значение приблизительно в 100% означает то, что толщина профиля приблизительно идентична глубине профиля. Затем значение монотонно уменьшается. В соответствующем изобретению варианте осуществления это значение, исходя из комля лопасти ротора, сначала уменьшается, пока оно не достигнет локального минимума. После локального минимума относительная толщина профиля обнаруживает увеличение, пока она не составит приблизительно от 35% до 50%.
В предпочтительном варианте осуществления лопасть ротора имеет в средней области и/или в области локального максимума глубину профиля от 1500 мм до 3500 мм, в частности приблизительно 2000 мм. Если лопасть ротора в области комля лопасти ротора имеет глубину профиля приблизительно в 6000 мм, следовательно, глубина профиля уменьшается до средней области и/или до области локального приблизительно на треть.
Предпочтительно лопасть ротора рассчитана для коэффициента быстроходности в диапазоне от 8 до 11, предпочтительно от 9 до 10. При этом коэффициент быстроходности определен как соотношение окружной скорости на конце лопасти ротора к скорости ветра. Высокие расчетные коэффициенты быстроходности вместе с высоким коэффициентом использования энергии ветра могут достигаться посредством тонких, быстро вращающихся лопастей.
В дальнейшем варианте осуществления лопасть ротора имеет в области от 90% до 95% общей длины лопасти ротора, если измерять от комля лопасти ротора к концу лопасти ротора, глубину профиля, которая соответствует приблизительно от 5% до 15%, в частности приблизительно 10%, глубины профиля в области комля лопасти ротора.
Благодаря такой уменьшенной глубине в области конца лопасти ротора сокращаются действующие на оборудование и башню нагрузки, в частности аэродинамические нагрузки. По существу предлагается сравнительно тонкая лопасть ротора.
В предпочтительном варианте осуществления лопасть ротора имеет у комля лопасти ротора глубину профиля, по меньшей мере, в 3900 мм, в частности в диапазоне от 3000 мм до 8000 мм, и/или в области от 90% до 95% общей длины, в частности на 90%, исходя из комля лопасти ротора, глубину профиля максимум в 1000 мм, в частности в диапазоне от 700 мм до 300 мм.
Предпочтительно лопасть ротора имеет в средней области, в частности, на 50% общей длины лопасти ротора, и/или в области локального максимума глубину профиля, которая соответствует приблизительно от 20% до 30%, в частности приблизительно 25%, глубины профиля в области комля лопасти ротора. Если глубина профиля в области комля лопасти ротора составляет, например 6000 мм, то глубина профиля в области локального максимума и/или в средней области соответствует всего лишь приблизительно 1500 мм. Благодаря этому быстрому уменьшению глубины профиля от комля лопасти ротора до средней области образуется тонкий профиль с незначительными нагрузками, в частности аэродинамическими нагрузками. Нагрузки более незначительны, чем у других известных лопастей ротора. Как правило, у известных профилей глубина лопасти ротора уменьшается по существу линейно. Вследствие этого, в частности, между комлем лопасти ротора и средней областью имеется более высокая глубина профиля и таким образом также наличествует большее количество материала.
Предпочтительно предлагается ветроэнергетическая установка для места расположения со слабым ветром, включающая в себя, по меньшей мере, одну лопасть ротора согласно, по меньшей мере, одному из вышеуказанных вариантов осуществления. Такая ветроэнергетическая установка экономически эффективна, по меньшей мере, одной тонкой и быстро вращающейся лопастью ротора благодаря высокому расчетному коэффициенту быстроходности и высокому коэффициенту использования энергии ветра. Вследствие этого ветроэнергетическая установка подходит, в частности, также для эксплуатации в диапазоне частичных нагрузок и/или для слабого ветра и таким образом также для речных мест расположения. Предпочтительно ветроэнергетическая установка имеет три лопасти ротора.
Далее изобретение разъясняется в качестве примера при помощи примеров осуществления, ссылаясь на приложенный чертеж. При этом чертеж содержит частично упрощенные, схематичные изображения. На чертеже показаны:
фиг. 1 - схематичное изображение лопасти ротора;
фиг. 2 - диаграмма, на которой относительная толщина профиля представлена в качественном отношении по выраженному в относительных величинах радиусу ротора;
фиг. 3 - диаграмма, на которой глубина представлена в качественном отношении по радиусу;
фиг. 4 - диаграмма, на которой толщина представлена в качественном отношении по радиусу;
фиг. 5 - ветроэнергетическая установка на виде в перспективе;
фиг. 6 - лопасть ротора на виде сбоку;
фиг. 7 - лопасть ротора с фиг. 6 на дальнейшем виде сбоку;
фиг. 8 - локальный коэффициент КИЭВ_лок использования энергии ветра в качественном отношении для двух состояний в зависимости от радиального положения на лопасти ротора;
фиг. 9 - первый и второй аэродинамические гребни на виде с оси лопасти ротора;
фиг. 10 - лопасть ротора на двух видах;
фиг. 11 - фрагмент лопасти ротора на виде в перспективе; и
фиг. 12 - несколько примерных генераторов завихрений на виде в перспективе.
Фиг. 1 показывает распределение различных геометрий профиля лопасти 1 ротора варианта осуществления. В лопасти 1 ротора изображены на участках толщины 2 профиля и глубины 3 профиля. Лопасть 1 ротора имеет на одной стороне комель 4 лопасти ротора, а на обращенной от него стороне присоединительную область 5 для закрепления конца лопасти ротора. На комле 4 лопасти ротора лопасть ротора имеет большую глубину 3 профиля. В присоединительной же области 5 глубина 3 профиля гораздо меньше. Глубина профиля, исходя из комля 4 лопасти ротора, который может также обозначаться как комель 4 профиля, существенно уменьшается до средней области 6. В средней области 6 может быть предусмотрено разделительное место (в данном случае не изображено). От средней области 6 до присоединительной области 5 глубина 3 профиля практически неизменна. Показанная лопасть 1 ротора предусмотрена для закрепления небольшого конца лопасти ротора, который составляет менее 1% от длины показанной лопасти 1 ротора и потому может здесь не приниматься во внимание.
Фиг. 2 показывает диаграмму, на которой для двух различных лопастей ротора ветроэнергетической установки соответственно обозначена относительная толщина профиля по выраженному в относительных величинах радиусу ротора. Относительная толщина профиля, а именно соотношение толщины профиля к глубине профиля, может указываться в процентах (%), причем в данном случае имеет значение качественный ход кривой, и потому значения не нанесены. Для ориентации обозначены лишь значения для 38% и 45%. При этом радиус ротора относится соответственно к ротору, по меньшей мере, с одной смонтированной на колпаке ротора лопастью ротора. Длина соответствующей лопасти ротора распространяется от комля лопасти ротора к концу лопасти ротора. Лопасть ротора начинается своим комлем лопасти ротора приблизительно при значении в 0,05 выраженного в относительных величинах радиуса ротора и заканчивается своим концом лопасти ротора при значении 1 выраженного в относительных величинах радиуса ротора. В области конца лопасти ротора значение выраженного в относительных величинах радиуса ротора приблизительно соответствует процентной длине соответствующей лопасти ротора. В частности, значение 1 выраженного в относительных величинах радиуса ротора равно 100% длины лопасти ротора.
На диаграмме можно увидеть два графика 100 и 102. График 100 представляет собой изменение относительной толщины профиля ветроэнергетической установки для места расположения со слабым ветром, а график 102 представляет собой изменение относительной толщины профиля ветроэнергетической установки для мест расположения с более высокими средними скоростями ветра. При помощи графиков можно увидеть то, что изменение относительной толщины профиля на графике 102 проходит по существу с монотонным убыванием. График 102 начинается в области комля лопасти ротора, то есть между выраженным в относительных величинах радиусом ротора со значением 0,0 и 0,1, при относительной толщине профиля менее 45%. Значения относительной толщины профиля непрерывно уменьшаются.
График 100 ветроэнергетической установки слабого ветра начинается при существенно более высокой относительной толщине профиля. И опускается лишь приблизительно при 15% выраженного в относительных величинах радиуса ротора ниже обозначенной отметки в 45% относительной толщины профиля, и покидает эту область лишь приблизительно при 50% выраженного в относительных величинах радиуса. При выраженном в относительных величинах радиальном положении приблизительно в 45% разница относительной толщины профиля между установкой слабого ветра согласно графику 100 и установкой сильного ветра согласно графику 102 является наибольшей.
Таким образом, диаграмма показывает то, что у установки слабого ветра убывание относительной толщины смещено очень далеко наружу по сравнению с установкой сильного ветра. В частности, для области от 40% до 45%, в которой относительная толщина максимальна по сравнению с установкой сильного ветра, предлагается предусматривать аэродинамические гребни, которые могут окаймлять эту область, и/или здесь предусматриваются генераторы завихрений.
На фиг. 3 изображена диаграмма, которая показывает глубину профиля - обозначенную на диаграмме упрощенно как глубина - в качественном отношении в зависимости от радиуса ротора, значения которого нормированы на максимальный радиус соответственно лежащего в основе ротора. График 200 показывает изменение для установки слабого ветра, которая также лежала в основе диаграммы на фиг. 2, в то время как график 202 показывает изменение для установки сильного ветра, которая также лежала в основе фиг. 2. Из них можно увидеть то, что установка слабого ветра очень рано, приблизительно уже на половине всего радиуса, имеет сравнительно незначительную глубину, если сравнивать с установкой сильного ветра.
Фиг. 4 показывает диаграмму, на которой для глубин профиля с фиг. 3 соответственно представлена толщина профиля - обозначенная на диаграмме упрощенно как толщина. Здесь также график 300 для установки слабого ветра и график 302 для установки сильного ветра изображены только в качественном отношении по выраженному в относительных величинах радиусу. В основе графиков 100, 200 и 300 с одной стороны и графиков 102, 202 и 302 с другой стороны лежит соответственно одна та же ветроэнергетическая установка.
Можно увидеть то, что изменения 300 и 302 толщины для обоих типов установок практически идентичны, для того чтобы обеспечивать соответствующую структурную устойчивость. Однако для установки слабого ветра задается теперь в наружной области лопасти меньшая глубина, для того чтобы учитывать особые условия, что показывает график 200 с фиг. 3 по сравнению с графиком 202. Из этого проистекает характерное изменение относительной толщины согласно графику 100 с плоским участком кривой в области приблизительно вокруг 40%, что показывает фиг. 2.
Фиг. 5 показывает ветроэнергетическую установку 401 с башней 402, которая возведена на фундаменте 403. На верхнем противоположном фундаменту 403 конце находится гондола 404 (машинное отделение) с ротором 405, который по существу состоит из колпака 406 ротора и закрепленных на нем лопастей 407, 408 и 409 ротора. Ротор 405 соединен с электрическим генератором внутри гондолы 404 для преобразования механической работы в электрическую энергию. Гондола 404 установлена с возможностью поворота на башне 402, чей фундамент 403 обеспечивает необходимый коэффициент устойчивости.
Фиг. 6 показывает вид сбоку лопасти 500 ротора варианта осуществления по ее общей длине L, то есть от 0% до 100%. Лопасть 500 ротора на одной стороне имеет комель 504 лопасти ротора, а на обращенной от него стороне конец 507 лопасти ротора. Конец 507 лопасти ротора соединен в присоединительной области 505 с остальной частью лопасти ротора. В комле 504 лопасти ротора лопасть ротора имеет большую глубину профиля. В присоединительной же области 505 и на конце 507 лопасти ротора глубина профиля гораздо меньше. Глубина профиля, исходя из комля 504 лопасти ротора, который может также обозначаться как комель 504 профиля, существенно уменьшается до средней области 506. В средней области 506 может быть предусмотрено разделительное место (в данном случае не изображено). От средней области 506 до присоединительной области 505 глубина профиля практически неизменна.
Лопасть 500 ротора имеет в области комля 504 лопасти ротора разделенную на две части форму. Таким образом, лопасть 500 ротора состоит из основного профиля 509, на котором в области комля 504 лопасти ротора расположен дальнейший участок 508 для увеличения глубины лопасти 500 ротора. При этом участок 508, например, приклеен к основному профилю 509. Такая разделенная на две части форма является более простой в использовании при транспортировке к месту расположения, и ее можно проще изготовлять.
Кроме того, на фиг. 6 можно увидеть область 510 присоединения к колпаку. При помощи области 510 присоединения к колпаку лопасть 500 ротора присоединяется к колпаку ротора.
Фиг. 7 показывает дальнейший вид сбоку лопасти 500 ротора с фиг. 6. Можно увидеть лопасть 500 ротора с основным профилем 509, участком 508 для увеличения глубины лопасти ротора, средней областью 506, комлем 504 лопасти ротора, областью 510 присоединения к колпаку, а также присоединительной областью 505 для конца 507 лопасти ротора. Конец 507 лопасти ротора выполнен в виде так называемого концевого крылышка. Вследствие этого уменьшаются завихрения на конце лопасти ротора.
Фиг. с 1 по 7 наглядно показывают лопасть ротора или ветроэнергетическую установку сначала без изображения аэродинамических гребней, а также без изображения генераторов завихрений. Фиг. 8 иллюстрирует проблему, которая может возникать у лежащей в основе лопасти установки слабого ветра. Изображение показывает два различных изменения локального коэффициента использования энергии ветра в качественной зависимости от относительного радиуса лопасти ротора, а именно от фактического радиуса r, отнесенного к максимальному радиусу R лежащего в основе ротора. Таким образом, значение 1, то есть 100%, соответствует положению конца лопасти, а значение 0, то есть 0%, соответствует оси вращения лежащего в основе ротора. Так как лопасть не доходит до нулевой точки, изображение начинается приблизительно с 0,15. В основе исследования лежит коэффициент быстроходности, равный 9 (λ=9).
Обе кривых являются результатами трехмерного численного моделирования потока. Они показывают локальный коэффициент использования энергии ветра в качественном отношении для двух одинаковых, но имеющих различные загрязнения лопастей ротора. Верхняя кривая 700 показывает результат для по существу оптимальной лопасти ротора, которая, в частности, не имеет загрязнений. Это снабжено соответственно обозначением "ламинарно-турбулентный". Нижняя кривая 701 показывает результат для по существу той же лопасти ротора, но без оптимальных состояний, а именно с загрязнениями, к которым могут также относиться дождь или дождевые капли на лопасти. Это обозначается на фиг. 8 как "полностью турбулентный".
При неблагоприятных условиях в средней области лопасти ротора могут возникать провалы локального коэффициента использования энергии ветра.
Фиг. 9 показывает первый аэродинамический гребень 810 и второй аэродинамический гребень 820. Оба имеют участок 811 или 821 тыльной стороны и участок 812 или 822 лицевой стороны. Каждый их этих участков 811, 812, 821 и 822 выполнен в виде ребра и имеет основной участок B и задний участок R, которые в данном случае упрощенно обозначаются одинаковыми литерами, для того чтобы подчеркивать функциональное сходство. Таким образом, каждый основной участок B одновременно обозначает профиль лопасти на показанном соответственно сечении профиля, а именно для тыльной стороны 801 или лицевой стороны 802. Все участки 811, 812, 821 и 822 гребней непрерывно увеличивается в своей высоте от области вблизи передней кромки 803 к задней кромке 804. В этом отношении ссылочные позиции с 801 по 804 одинаковы для обоих аэродинамических гребней 810 и 820, так как они относятся к одной и той же лопасти ротора и лишь на обоих видах с фиг. 9 показываются в различных радиальных положениях.
Фиг. 9 также показывает для обоих аэродинамических гребней 810 и 820 ось 806 поворота, вокруг которой повернут контур лицевой или тыльной стороны, для того чтобы получать контур соответствующего заднего участка З. Это наглядно показано лишь для первого аэродинамического гребня 810, а там лишь для участка 811 тыльной стороны, однако это может по аналогии переноситься на участок 812 лицевой стороны, а также на аэродинамический гребень 820, а именно соответственно на участок 821 тыльной стороны и участок 822 лицевой стороны.
Таким образом, контур для заднего участка R повернут на угол α поворота, и это заметнее всего соответственно в концевой области 808. Угол α поворота может для разных участков 811, 812, 821 и 822 аэродинамических гребней оказываться разным. Таким образом, благодаря этому конструктивному исполнению образуется для участков гребней высота h относительно соответствующей поверхности лопасти. Высота h изменяется вдоль соответствующего ребра, а именно увеличивается от передней кромки 803 к задней кромке 804. Таким образом, эта высота h варьируется вдоль соответствующего ребра и может также для различных участков 811, 812, 821 и 822 гребней оказываться разной. Однако для наглядного представления функциональных зависимостей была выбрана одна переменная h для каждого участка 811, 812, 821 и 822 гребней.
Фиг. 10 показывает лопасть 800 ротора на двух видах, а именно горизонтальную проекцию на тыльную сторону 801 и горизонтальную проекцию на лицевую сторону 802. При этом лопасть 800 ротора показана от области 807 комля до конца 808 лопасти, и соответствующая горизонтальная проекция относится к области конца 808 лопасти. При этом область 807 комля повернута относительно области 808 конца лопасти, что может составлять от 45 до 50°, так что область 807 комля кажется не самой широкой областью, то есть не имеет максимальную глубину профиля, что, однако, является лишь эффектом ракурса на эту повернутую область.
Фиг. 10 показывает положение первого аэродинамического гребня 810 и второго аэродинамического гребня 820 и тем самым положение обоих участков 811 и 821 гребней тыльной стороны и участков 812 и 822 гребней лицевой стороны. В показанном примере в основе лежит лопасть 800 ротора с радиусом в 46 м. При этом первый аэродинамический гребень 810 расположен в положении 15 м по отношению к радиусу ротора, а второй аэродинамический гребень 820 расположен в положении 25 м.
Кроме того, фиг. 10 схематично показывает расположенную на тыльной стороне и на лицевой стороне линию 851 положения на тыльной стороне 801 и соответственно линию 852 положения на лицевой стороне 802, которые соответственно обозначают линию, вдоль которой должны располагаться генераторы 853 или 854 завихрений. Генераторы 853 и 854 завихрений, которые называются также как вихревые генераторы, также лишь обозначены и, в частности, могут быть предусмотрены в существенно большем количестве, чем это показано. В любом случае этот вариант осуществления показывает генераторы 853 завихрений на тыльной стороне 801 лишь в области между первым и вторым аэродинамическими гребнями 810 и соответственно 820. Таким образом, на лицевой стороне 802 равным образом предусмотрены генераторы 854 завихрений, которые там могут быть также расположены за пределами области между обоими аэродинамическими гребнями 810 и 820 по направлению к комлю 807 лопасти.
Изображение в перспективе с фиг. 11 показывает по существу фрагмент лопасти 800 ротора, который показывает по существу тыльную сторону 801 лопасти 800 ротора. Можно увидеть положение и исполнение расположенных на тыльной стороне участков 811 и 821 аэродинамических гребней. Также становится понятным расположение генераторов 853 завихрений между этими участками 811 и 821 гребней. По направлению к передней кромке 803 лопасти ротора аэродинамические гребни или участки 811 и 821 гребней уменьшаются, а по направлению к задней кромке 804 увеличиваются, а именно имеют большую высоту, чем по направлению к передней кромке 803 лопасти ротора.
Предпочтительно аэродинамические гребни установлены в плоскости сечения лопасти, которая расположена под углом в 90° к продольной оси лопасти ротора. Обусловленное изготовлением отклонение от этой плоскости не должно превышать угол допуска от 2 до 5°, так что концевая кромка аэродинамических гребней, то есть направленная к задней кромке лопасти область, повернута в направлении колпака не более чем этот угол допуска.
Фиг. 12 показывает несколько генераторов 870 завихрений на виде в перспективе. Направление набегающего потока схематично обозначено стрелкой 872. Генераторы завихрений выполнены приблизительно в виде треугольного плоского тела, которое направлено перпендикулярно к поверхности 874 лопасти и при этом расположено под наклоном к направлению 872 набегающего потока и тем самым под наклоном к направлению движения лопасти ротора. При этом наклонное положение чередуется от одного генератора 870 завихрений к другому. Таким образом, генераторы завихрений имеют чередующееся наклонное положение к направлению набегающего потока ветра. Кроме того, генераторы завихрений своим видом и ориентацией приблизительно соответствуют плавнику акулы, а именно спинному плавнику акулы, за исключением того, что плавник акулы не расположен под наклоном к направлению набегающего потока. Генераторы 870 завихрений могут укладываться на поверхность лопасти ротора в виде рейки 876 с генераторами завихрений.
Далее дополнительно описываются предпочтительные варианты осуществления для лопасти ротора, которая соответственно, как выше было описано для дальнейших вариантов осуществления, может быть оснащена, как было описано, двумя аэродинамическими гребнями и опционально генераторами завихрений.
ВАРИАНТ 1 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора ветроэнергетической установки, включающая в себя:
- комель (4) лопасти ротора для присоединения лопасти (1) ротора к колпаку ротора и
- конец лопасти ротора, расположенный на обращенной от комля (4) лопасти ротора стороне,
причем относительная толщина (2) профиля, которая определена как соотношение толщины (2) профиля к глубине (3) профиля, имеет локальный максимум в средней области (6) между комлем лопасти ротора и концом лопасти ротора.
ВАРИАНТ 2 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора по варианту 1 осуществления, отличающаяся тем, что относительная толщина (2) профиля локального максимума составляет от 35% до 50%, в частности от 40% до 45%.
ВАРИАНТ 3 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора по вариантам 1 или 2 осуществления, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора в области локального максимума имеет глубину профиля от 1500 мм до 3500 мм, в частности приблизительно 2000 мм.
ВАРИАНТ 4 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора по любому из вариантов осуществления, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора рассчитана для коэффициента быстроходности в диапазоне от 8 до 11, предпочтительно от 9 до 10.
ВАРИАНТ 5 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора по любому из вариантов осуществления, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора имеет в области от 90% до 95% общей длины лопасти ротора, если измерять от комля лопасти ротора к концу лопасти ротора, глубину (3) профиля, которая соответствует приблизительно от 5% до 15%, в частности приблизительно 10%, глубины (3) профиля в области комля (4) лопасти ротора, и/или что лопасть ротора от 5% до 25% общей длины лопасти ротора, предпочтительно от 5% до 35%, в частности от комля лопасти ротора до средней области, имеет линейное изменение толщины.
ВАРИАНТ 6 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора по любому из вариантов осуществления, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора имеет у комля (4) лопасти ротора глубину (3) профиля, по меньшей мере, в 3900 мм, в частности в диапазоне от 3000 мм до 8000 мм, и/или в области от 90% до 95% общей длины, в частности на 90%, исходя из комля (4) лопасти ротора, глубину (3) профиля максимум в 1000 мм, в частности в диапазоне от 700 мм до 300 мм.
ВАРИАНТ 7 ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ:
лопасть (1) ротора по любому из вариантов осуществления, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора имеет в средней области глубину профиля, которая соответствует приблизительно от 20% до 30%, в частности приблизительно 25%, глубины профиля в области комля (4) лопасти ротора.