DE60218328T2 - Rotor mit teleskopischem blättern und steuerungskriterien - Google Patents

Rotor mit teleskopischem blättern und steuerungskriterien Download PDF

Info

Publication number
DE60218328T2
DE60218328T2 DE60218328T DE60218328T DE60218328T2 DE 60218328 T2 DE60218328 T2 DE 60218328T2 DE 60218328 T DE60218328 T DE 60218328T DE 60218328 T DE60218328 T DE 60218328T DE 60218328 T2 DE60218328 T2 DE 60218328T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
rotor
blade
radius
speed
power
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
DE60218328T
Other languages
English (en)
Other versions
DE60218328D1 (de
Inventor
F. Geoffrey F. Santa Barbara DEANE
F. Amir S. Santa Barbara MIKHAIL
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Clipper Windpower LLC
Original Assignee
Clipper Windpower Technology Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=21907529&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=DE60218328(T2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Clipper Windpower Technology Inc filed Critical Clipper Windpower Technology Inc
Application granted granted Critical
Publication of DE60218328D1 publication Critical patent/DE60218328D1/de
Publication of DE60218328T2 publication Critical patent/DE60218328T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0236—Adjusting aerodynamic properties of the blades by changing the active surface of the wind engaging parts, e.g. reefing or furling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D15/00—Transmission of mechanical power
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2210/00—Working fluid
    • F05B2210/16—Air or water being indistinctly used as working fluid, i.e. the machine can work equally with air or water without any modification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/20—Rotors
    • F05B2240/202—Rotors with adjustable area of intercepted fluid
    • F05B2240/2021—Rotors with adjustable area of intercepted fluid by means of telescoping blades
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/20—Rotors
    • F05B2240/30—Characteristics of rotor blades, i.e. of any element transforming dynamic fluid energy to or from rotational energy and being attached to a rotor
    • F05B2240/31—Characteristics of rotor blades, i.e. of any element transforming dynamic fluid energy to or from rotational energy and being attached to a rotor of changeable form or shape
    • F05B2240/313—Characteristics of rotor blades, i.e. of any element transforming dynamic fluid energy to or from rotational energy and being attached to a rotor of changeable form or shape with adjustable flow intercepting area
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/40—Use of a multiplicity of similar components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/327—Rotor or generator speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/328—Blade pitch angle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/332—Maximum loads or fatigue criteria
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S415/00—Rotary kinetic fluid motors or pumps
    • Y10S415/905—Natural fluid current motor

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Hydraulic Turbines (AREA)
  • Control Of Water Turbines (AREA)
  • Grinding-Machine Dressing And Accessory Apparatuses (AREA)
  • Harvester Elements (AREA)
  • Medicines Containing Plant Substances (AREA)

Description

  • STAND DER TECHNIK
  • Gebiet der Erfindung
  • Die vorliegende Erfindung betrifft Vorrichtungen zur Erzeugung von elektrischer Leistung bzw. Strom, wie etwa Windturbinen und Meeresströmungsturbinen, und im Besonderen betrifft sie ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Regelung erweiterbarer bzw. ausfahrbarer Rotoren von Wind- oder Wasserturbinen.
  • Beschreibung des Stands der Technik
  • Sich drehende Tragflächen mit variabler Spannweite werden seit 20 Jahren in der Luftfahrtindustrie für den Einsatz in Hubschraubern und VTOL-Flugzeugen (Luftfahrzeuge für den Senkrechtstart und die Senkrechtlandung) entwickelt.
  • Erweiterbare Rotorblätter in der Umlauf- bzw. Rotationsausrüstung, von denen die Windturbinen eine Teilgruppe darstellen, sind auf dem Gebiet seit den 1930er Jahren bekannt (US-A-2.163.482 an Cameron und US-A-2.108.245 an Ash). Zahlreiche spezifische mechanische Designs bzw. Bauweisen wurden offenbart, wie etwa die Schubröhren- und Sparreneinheit für ein erweiterbares Rotorblatt mit Schrauben- bzw. Verstellspindelantrieb (US-A-5.636.969), die Befestigungsanordnung für Rotoreinheiten mit variablem Durchmesser (US-A-5.655.879), das Rotorblattbetätigungssystem mit variablem Durchmesser unter Verwendung von Halteriemen, die um eine zentral betätigte Trommel gewickelt werden (US-A-5.642.982, US-A-6.019.578 und DE-A-4428731), ein Sperrmechanismus und Sicherheitsanschlag gegen eine übermäßige Erweiterung für einen Rotor mit variablem Durchmesser (US-A-4.080.097), ein Rotor mit variablem Durchmesser mit versetzter Verdrehung (US-A-5.253.979), ein Antriebssystem zur Veränderung des Durchmessers des Rotors mit variablem Durchmesser unter Verwendung von rechtwinkligen Zahnrädern für einen Eingriff mit einem Retraktionsmechanismus mit Schraubenantrieb (US-A-5.299.912) sowie verschiedene andere (US-A-5.620.303, US-A-6.030.177, US-A-5.735.670 und US-A-5.655.879). In allen Fällen stellt der Stand der Technik Mechanismen dar zur Verwendung als Komponenten erweiterbarer Rotorblattsysteme, die entweder Bestandteile Luftfahrzeugrotationsanlage für Hubschrauber oder Flugzeuge sind oder die allgemeiner als Vorrichtung zur Verwendung in Verbindung mit einem erweiterbaren Rotorsystem beschrieben werden.
  • Der Stand der Technik beschreibt keine erweiterbaren Rotorblattsysteme für Wind- oder Meeresströmungsturbinen in Kombination mit einer Regelung der Belastungen, mit denen sie konfrontiert sind.
  • Der Stand der Technik zeigt Rotorsysteme, die in vier Bereichen arbeiten: (1) bei Geschwindigkeiten unter dem Einstechen; (2) über einen Bereich intermediärer Geschwindigkeiten, die zu einer variierenden Leistungserzeugung führen; (3) auf höheren Geschwindigkeiten, bei denen die Turbinen eine konstante oder leicht rückgängige Leistung erzeugen, um die Belastungen zu begrenzen; und (4) bei besonders hohen Geschwindigkeiten, bei denen die Turbinen ausstechen. Kein Dokument gemäß dem Stand der Technik zeigt einen Betrieb innerhalb eines fünften Bereichs an, in dem der Rotordurchmesser variiert wird, um den Betrieb in einem spezifizierten Last- bzw. Belastungsbereich aufrechtzuerhalten.
  • Benötigt wird ein Verfahren zur Regelung von Wind- oder Meeresströmungsturbinen in einer Art und Weise, so dass die Energieerzeugung erhöht wird, während Drehmoment, Schubkraft oder andere Belastungen unter einen Wert beschränkt werden, der niedriger ist als die Belastungen, die auftreten würden, wenn der Rotor die Spitzensystemleistung erzeugen könnte, während die Rotoren vollständig ausgefahren bzw. erweitert sind, und zwar bei allen Windbedingungen, von einstechenden bis ausstechenden Windgeschwindigkeiten.
  • ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
  • Kurz ausgedrückt betrifft die vorliegende Erfindung die Regelung eines erweiterbaren Rotorblatts, das in einer Leistungserzeugungsanlage eingesetzt wird, wobei das Rotorblatt durch sich langsam bewegende Fluide wie Wind und Wasser angetrieben wird. Der erweiterbare Rotor kann eine Reihe allgemeiner Konfigurationen aufweisen. Bei einer Konfiguration wird eine Tragfläche mit einer Spannweite, die kleiner ist als der äußere Radius der Turbine, von der Mitte der Rotation regelbar auswärts und einwärts manövriert, entlang einer tragenden bzw. Last tragenden Welle, wobei der durch die Trägfläche während dem Umlaufen des Rotors abgetastete Bereich vergrößert und verkleinert wird. Bei einer anderen Konfiguration besteht der Rotor aus zwei Hauptteilen: dem Hauptblatt und einer Blatterweiterung.
  • Als Komponenten der Turbine insgesamt weisen diese Konfigurationen vier wesentliche Design- bzw. Bauweisenvariablen auf: den Mindestdurchmesser des Rotors (bei vollständig eingezogener Erweiterung), den Höchstdurchmesser des Rotors (bei vollständig ausgefahrener Erweiterung), die Systemnennleistung und das Systemdrehmoment. Von etwas geringerem Interesse, jedoch von Bedeutung bei isolierten Bauweisen als einschränkender Faktor an Stelle des Drehmoments, sind die Nennschubleistung des Systems (Rotorwiderstand) und die Blattwurzelbiegung.
  • Gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung wird das mechanische Drehmoment (oder die Schubkraft), die durch den Rotor zugeführt wird, so geregelt, dass das Drehmoment (oder die Schubkraft) auf einen Wert unterhalb eines Schwellenwertes begrenzt ist. Ein Vorteil der Erfindung ist es, dass sie es ermöglicht, dass eine erweiterte bzw. ausgefahrene Rotorblattkonfiguration innerhalb einstellbarer bzw. regelbarer Drehmoment- und Schubkraftbelastungsgrenzen betrieben werden kann. Dies ermöglicht die Anpassung an eine Mehrzahl von Bauweisen bzw. Designs von Herstellern von Windturbinenkraftübertragungen oder an eine Vielzahl von Betriebsbedingungen durch den Einsatz verschiedener Regelungseinstellpunkte, und wobei ferner ebenso die Nachrüstung bereits bestehender installierter Windturbinen möglich ist.
  • Ein weiterer Vorteil der vorliegenden Erfindung ist es, dass es erweiterbare bzw. ausfahrbarere Blätter ermöglichen, den von den Blättern abgedeckten bzw. abgetasteten Bereich zu vergrößern oder zu verkleinern, wodurch die Leistungsaufnahme für eine bestimmte Wind- oder Meeresströmungsgeschwindigkeit erhöht oder verringert wird. Da der durch den Rotor durchlaufene Bereich bzw. die Fläche proportional ist zu dem Blattradius zum Quadrat, führen geringfügige bewirkte Veränderungen des Rotorradius (durch das Ausfahren oder Einfahren der Blatterweiterungen) zu großen Veränderungen der Leistungsaufnahme. Zum Beispiel führt eine Zunahme des Rotorradius um 25% zu einem Anstieg von 56% in Bezug auf die durchlaufene Fläche. Da Wind- oder Meeresströmungen ferner Unterbrechungen aufweisen bzw. absatzweise auftreten können, können die Turbinen für einen signifikanten Zeitabschnitt in Strömungen mit Geschwindigkeiten arbeiten, die niedriger sind als wie dies erforderlich ist, um die Nennleistungsausgabe zu erreichen. Eine Turbine, die in der Lage ist, ihre abgetastete Fläche in Zeiträumen niedriger Geschwindigkeiten zu erweitern, könnte dabei die während diesen Zeiten erzeugte Energie signifikant erhöhen im Vergleich zu einer nicht erweiterbaren Rotorturbine, was ferner zu einer Reduzierung der Leistungsabgabevariabilität führt (mit Unterbrechungen).
  • Ein Vorteil der vorliegenden Erfindung ist es, dass sie einen Ansatz für eine Turbinenregelung bereitstellt, der den Wert der Leistungserzeugungsanlage bei nur begrenzten zusätzlichen kosten erhöht.
  • Die Erfindung ermöglicht es, dass der Rotor erhebliche höhere Leistungsaufnahmen durch eine Vergrößerung der von ihm abgetasteten bzw. durchlaufenen Fläche erreicht, ohne dass dies zu Lasten des Rotordrehmoments oder der Schubkraftbelastungen geht, die auf die Kraftübertragung oder auf verbundene Strukturen übertragen werden. Das vorliegende Verfahren ist auf Rotoren anwendbar, die Blätter aufweisen, die eine Anstellwinkelverstellung oder mit Tragflächen mit geregeltem Überziehverhalten aufweisen.
  • KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
  • Die vorliegende Erfindung wird nachstehend in Bezug auf die Zeichnungen beschrieben. In den Zeichnungen zeigen:
  • die 1a–1e Seitenschnittansichten der bevorzugten Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung;
  • 2 verschiedene mögliche Windturbinen-Leistungskurven, wobei die Rotorleistungsaufnahme im Vergleich zur Windgeschwindigkeit für drei unterschiedliche Rotordurchmesser dargestellt ist, wobei der Rotor 1 den größten Durchmesser und der Rotor 3 den kleinsten Durchmesser aufweisen;
  • 3 die Leistungskurve, der ein erweiterbares Rotorblattsystem folgt, wenn es gemäß der vorliegenden Erfindung geregelt wird;
  • 4 die fünf Turbinenbetriebsbereiche gemäß der vorliegenden Erfindung;
  • 5 eine vereinfachte Regelprozessschleife für den Systembetrieb in dem Bereich 1;
  • 6 eine vereinfachte Regelprozessschleife für den Systembetrieb in dem Bereich 2;
  • 7 eine vereinfachte Regelprozessschleife für den Systembetrieb in dem Bereich 3;
  • 8 eine vereinfachte Regelprozessschleife für den Systembetrieb in dem Bereich 4; und
  • 9 eine vereinfachte Regelprozessschleife für den Systembetrieb in dem Bereich 5;
  • GENAUE BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSBEISPIELE
  • Die Leistungsaufnahme von Wind- oder Meeresströmungsturbinen ist direkt proportional zu der Querschnittsfläche, welche die Rotorblätter der Turbine abtastet. Herkömmliche Rotoren verwenden Blätter mit fester Länge, die über eine Nabe verbunden sind und um sich um diese drehen. Diese Blätter können verschiedene Anstellwinkel aufweisen (selektiv drehbar um ihre Längsachsen), um den Anstellwinkel im Verhältnis zu eingehender Fluidströmung zu verändern, hauptsächlich zum Zweck der Leistungsentlastung bei hohen Strömungsgeschwindigkeiten. Alternativ können diese Blätter einen festen Anstellwinkel eine Überziehregelung aufweisen, wobei die Blattanhebung und somit die Leistungsaufnahme drastisch abfallen, wenn die Windgeschwindigkeiten einen bestimmten Nominalwert überschreiten. Sowohl Rotorblätter mit variablem Anstellwinkel als auch mit Überziehregelung mit festen Durchmessern sind im Fach allgemein bekannt.
  • Der in der vorliegenden Erfindung erörterte erweiterbare bzw. ausfahrbare Rotor kann eine Reihe allgemeiner Konfigurationen aufweisen. Bei einer Konfiguration wird eine Tragfläche mit einer Spannweite, die kleiner ist als der äußere Radius des Turbinenrotors (siehe 1a–1c), geregelt von der Rotationsmitte entlang einer Lastwelle auswärts und einwärts bewegt bzw. geführt, wobei die von der Tragfläche während der Rotorumdrehung abgetastete Fläche vergrößert und verkleinert wird. Bei einer anderen Konfiguration besteht der Rotor aus zwei Hauptelementen (siehe 1d–1e): dem Hauptblatt und der Blatterweiterung (durch gestrichelte Linien dargestellt). Als Komponenten der Turbine insgesamt weisen diese Konfigurationen vier wesentliche Design- bzw. Bauweisenvariablen auf den Mindestdurchmesser des Rotors (1c und 1d bei vollständig eingezogener Erweiterung), den Höchstdurchmesser des Rotors (1a und 1e bei vollständig ausgefahrener Erweiterung), die Systemnennleistung und die Systemnennbelastungen, wie etwa das Antriebswellendrehmoment, die Rotorschubkraft bzw. den Rotorschraubenzug, die Blattbiegungsbeanspruchung, die Blatt-Lead/Lag-Biegung, die Klappenbiegung oder etwaige andere begrenzende Belastungen.
  • Vorgesehen ist gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung ein Verfahren zur regelbaren Begrenzung der mechanischen Belastungen, wie etwa des Drehmoments, der Schubkraft, des Blatt-Lead/Lag (Schwenkbewegung), der Schlagbewegung des Rotorblatts oder Spitzenbiegungsbeanspruchungen, die durch den Rotor vorgesehen werden, auf einen Wert unterhalb eines Schwellenwertes. Die Realisierung dieses Ziels ermöglicht es, dass eine einzelne erweiterte Rotorblattkonfiguration innerhalb regelbarer Belastungsgrenzen arbeitet. Dies ermöglicht die Anpassung an eine Mehrzahl von Bauweisen verschiedener Hersteller von Windturbinenkraftübertragungen und an eine Vielzahl von Umgebungsbedingungen unter Verwendung verschiedener Regelungseinstellpunkte, und wobei ferner ebenso die Nachrüstung bereits bestehender installierter Windturbinen möglich ist.
  • Ein Merkmal von Wind- und Meeresströmungsturbinen ist es, dass die Rotationsgeschwindigkeit des Turbinenrotors durch die Geschwindigkeit der Blattspitze an dem äußeren Radius des Blatts begrenzt ist. Wenn die Rotorspitzengeschwindigkeiten bei einer Windturbine ungefähr 65 m/s überschreiten, neigt die Geräuscherzeugung dazu, deutlich zuzunehmen. Bei Windgeschwindigkeiten von über ungefähr 5–14 m/s werden die Rotationsgeschwindigkeiten von Windturbinen mit großem Durchmesser somit durch die Begrenzungen der Spitzengeschwindigkeit bestimmt und nicht durch die optimalen Leistungsaufnahmegeschwindigkeiten.
  • Dies ist aufgrund der damit verbundenen direkten Auswirkung auf das zugeführte Drehmoment signifikant, wobei dies einen der Hauptkostentreiber von Turbinenkraftübertragungen darstellt. Das durch den Rotor der Kraftübertragung zugeführte Drehmoment (T) ist gegeben durch: τ = Pω (1)
  • Dabei bezeichnet P die Leistung und O die Winkelgeschwindigkeit des Rotors. Wenn die Winkelgeschwindigkeit durch die Spitzengeschwindigkeit (V, sp) begrenzt ist, kann das Drehmoment im Verhältnis zu dem Rotorradius r wie folgt dargestellt werden:
    Figure 00070001
  • Wenn man einen Schritt weiter geht und das Drehmoment unter einem für das Design festgelegten Grenzwert τlim halten möchte, so ist die maximale Leistung, die der Rotor erzeugen kann, während die Spitzengeschwindigkeit und der Drehmomentgrenzwert eingehalten werden, umgekehrt proportional zu dem Rotorradius, wie dies durch folgende Gleichung gegeben ist:
    Figure 00070002
  • Wenn danach beobachtet wird, das die Leistung für eine bestimmte Windgeschwindigkeit (v) und Dichte ρ gegeben ist durch:
    Figure 00070003
    so kann das Verhältnis zwischen dem Rotorradius und der Windgeschwindigkeit wie folgt dargestellt werden:
    Figure 00070004
  • Dabei bezeichnet Cp die Leistungsaufnahmeeffizienz einer bestimmten Rotorgeometrie bei der spezifizierten Rotorwinkelgeschwindigkeit und Windgeschwindigkeit. Dies bedeutet, dass der Rotorradius bei zunehmender Windgeschwindigkeit nahezu umgekehrt zu dieser Zunahme abnehmen muss (Cp kann dabei geringfügig variieren), um innerhalb der Drehmomentgrenzen zu bleiben. In der Praxis misst eine Windturbine allerdings ihre Leistungsabgabe (zum Beispiel als elektrischen Strom) und die Rotordrehzahl, so dass der entsprechende Radius somit bestimmt werden kann durch:
    Figure 00080001
  • Dabei entspricht ηp der ungefähren Kraftübertragungseffizienz bei einer bestimmten beobachteten Ausgangs- bzw. Abgabeleistung P.
  • Die Axialbelastung (Ft) wird wie folgt berechnet:
    Figure 00080002
  • Dabei entspricht Ct dem Rotorschraubenzugkoeffizienten bei gegebener Strömungsgeschwindigkeit, Rotordrehzahl und Blattanstellwinkel. Wenn der Schraubenzug unterhalb einem nominalen Grenzwert (Ft, lim) gehalten wird, so kann der Rotorradius wie folgt variieren:
    Figure 00080003
  • Dabei muss der Rotorradius nahezu in dem Ausmaß abnehmen, wie der umgekehrte Wert des Anstiegs der Geschwindigkeit, ähnlich wie in Gleichung 5.
  • Eine weitere Möglichkeit zur Untersuchung der Gleichungen 5, 6 und 8 ist die Annahme, dass mit einem größer werdenden Durchmesser der Rotorblätter die Rotorblätter spezifizierte Belastungsgrenzen bei einer niedrigeren Windgeschwindigkeit erreichen. Die Abbildung aus 2 veranschaulicht mögliche Windturbinen-Leistungskurven, wobei die Rotorleistung im Vergleich zur Windgeschwindigkeit für drei unterschiedliche Rotordurchmesser dargestellt wird, wobei der Rotor 1 den Rotor mit dem größten Durchmesser darstellt, während der Rotor 3 den Rotor mit dem kleinsten Durchmesser darstellt. Wie dies ersichtlich ist, führt eine Zunahme des Rotordurchmessers bei niedrigen Windgeschwindigkeiten zu einer größeren Leistungsaufnahme bei diesen Geschwindigkeiten. Darüber hinaus ist ersichtlich, dass bei hohen Windgeschwindigkeiten Rotoren mit kleinerem Durchmesser mehr Leistung erzeugen können, während sie unter Drehmomentgrenzwerten bleiben, wobei der Grund dafür die Tatsache ist, dass sie sich bei Einhaltung der Beschränkungen in Bezug auf die Geschwindigkeit der Spitze schneller Drehen können. Die Punkte A, B und C stellen Windgeschwindigkeiten dar, bei denen die Rotoren 1, 2 und 3 zuerst den einzelnen Drehmomentwert (oder Schub bzw. Schraubenzug, Leistung, Spitzengeschwindigkeit, Blatt- oder Spitzenbiegung oder eine andere begrenzende Belastung) erzeugen, der die Turbinenfähigkeit begrenzt bzw. einschränkt. Ein Ziel der vorliegenden Erfindung ist es somit, den Radius des Rotors zu reduzieren und zu erweitern innerhalb des Windbereichs, der durch die Punkte A und C begrenzt wird, wie dies in 3 dargestellt ist. Bei höheren Windgeschwindigkeiten als an Punkt C basiert die Turbine auf der Anstellwinkelverstellung oder dem Einsatz von Rotorblättern mit Überziehregelung, um auf Belastungen unterhalb der nominellen Grenzwerte im Betrieb zu bleiben.
  • Die vorliegende Erfindung umfasst ein Verfahren zur Regelung eines Rotors mit variablem Durchmessers, der in einer Leistungserzeugungseinrichtung eingesetzt wird, die durch sich langsam bewegende Fluide wie etwa Wind und Wasser angetrieben wird. Die Erfindung ermöglicht es, dass der Rotor eine deutlich höhere Leistungsaufnahme durch einen größeren abgetasteten bzw. durchlaufenen Bereich erreicht, ohne dass dies zu Lasten des Rotordrehmoments oder der Schub- bzw. Schraubenzuglasten geht, die auf die Kraftübertragung oder die verbundenen Strukturen übertragen werden. Dieses Verfahren ist auf Rotoren anwendbar, die entweder eine Anstellwinkelverstellung oder Tragflügel mit Überziehregelung aufweisen.
  • Bei der Beschreibung der Betriebs- bzw. Funktionsweise des Rotors ist es am einfachsten, den erweiterbaren Rotorzustand in fünf unterschiedliche Betriebsbereiche der Strömungsgeschwindigkeit zu unterteilen, wie dies in der Abbildung aus 4 dargestellt ist. Der Bereich 1 deckt niedrige Geschwindigkeiten unterhalb des Einstechens (Cut-in) der Turbine ab; der Bereich 2 deckt Übergangsgeschwindigkeiten ab, während denen der Rotordurchmesser den Höchstwert aufweist, die Rotorgeschwindigkeit variieren können und die Leistung bei zunehmender Windgeschwindigkeit konstant zunimmt; der Bereich 3 deckt höhere Geschwindigkeiten ab, bei denen der Rotorradius und die Geschwindigkeit angepasst bzw. variiert werden, um Belastungen zu begrenzen, während die Leistungserzeugung weiterhin zunimmt; der Bereich 4 deckt sehr hohe Geschwindigkeiten ab, bei denen die Turbine ungefähr konstante Leistung und konstantes Drehmoment erzeugt, unter Verwendung vorübergehender Rotorgeschwindigkeitszunahmen und der Modulation des Blattanstellwinkels; der Bereich 5 deckt extreme Geschwindigkeiten ab, bei denen die Turbine aussticht (Cut-out), wobei eine Anstellwinkelverstellung der Rotorblätter erfolgt, um die Rotation anzuhalten und die Belastungen zu senken. Zum Vergleich werden diese Betriebs- bzw. Einsatzbereiche im Verhältnis zu einem Rotor mit festen Durchmesser erörtert, dessen Leistungskurve in der Abbildung aus 2 als Rotor 2 für ein erweiterbares Rotorsystem dargestellt ist, dessen Durchmesser zwischen dem erweiterten Durchmesser von Rotor 1 und dem eingezogenen Durchmesser von Rotor 3 variieren kann. Zum Beispiel kann der Rotor 2 den Rotor mit einem Durchmesser von 50 m darstellen, der bei einer Windturbine von 750 kW üblich ist, während der Rotor 1 und der Rotor 3 jeweils einen Rotor an den Grenzen der Erweiterung und des Einzugs beschreiben können, wie zum Beispiel von 65 m im vollständig ausgefahrenen Zustand und von 35 m im vollständig eingezogenen Zustand, und zwar bei einem Betrieb unter den gleichen Belastungsbeschränkungen, die in dem Rotor 2 gegeben sind. Die Abbildungen der 5, 6, 7, 8 und 9 veranschaulichen jeweils ein entsprechendes Flussdiagramm des Turbinenbetriebs innerhalb der Bereiche 1, 2, 3, 4 und 5 sowie zwischen diesen Bereichen.
  • Bereich 1
  • Bei sehr niedrigen Geschwindigkeiten weist der Wind nicht genug Energie auf, um es zu ermöglichen, dass die Turbine ihre eigenen Verluste überwindet. Somit wird bzw. werden der bzw. die Generatoren) für gewöhnlich abgeschaltet, wobei kein Blind- bzw. Reaktivwiderstand in Bezug auf die Rotorrotation bereitgestellt wird. Im Allgemeinen werden die Rotorblätter so geregelt, dass sie ihren optimalen Anstellwinkel für die Leistungsaufnahme bei schwachen Winden aufweisen, und die Rotorerweiterung behält deren maximalen Radius bei. Wenn gemäß der Abbildung aus 5 die Rotorgeschwindigkeit aufgrund zunehmender Windgeschwindigkeiten über einen Einstichwert ansteigt, greift der Generator ein und die Turbine geht in Bereich 2 über.
  • Bereich 2
  • Bei niedrigen Geschwindigkeiten (oder Übergangsgeschwindigkeiten), sind die Rotorblätter vollständig ausgefahren, was die Aufnahme von deutlich mehr Leistung ermöglicht. Dieser Strömungszustand erstreckt sich von der Einstichgeschwindigkeit des Rotors (der Strömungsgeschwindigkeit, unterhalb welcher die Turbine abgeschaltet wird) bis zu dem Punkt, an dem die begrenzende Systemlast bzw. Systembelastung (z.B. Drehmoment, Schub, Rotorspitzengeschwindigkeit oder Spitzenbiegung) erreicht wird.
  • Aufgrund der Blattaerodynamik erzeugen Turbinenrotoren allgemein maximale Leistungsaufnahmeeffizienzen (Cp) bei einem festen Rotorspitzengeschwindigkeitsverhältnis (Rotorspitzengeschwindigkeit/freie Strömungsgeschwindigkeit). Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten verändern Turbinen mit variabler Geschwindigkeit ihre Drehzahl in Verbindung mit der Windgeschwindigkeit, so dass die maximale Leistungsaufnahmeeffizienz erhalten bleibt und somit auch die maximale Leistungserzeugung, wie dies in Gleichung 4 ausgeführt ist. Bei diesem variablen Geschwindigkeitsbereich steigt die Leistungserzeugung nahezu mit dem Radius zum Quadrat multiplizier mit der Geschwindigkeit hoch drei (r2 v3), bei nur geringfügiger Schwankung von Cp. Da das Drehmoment berechnet wird als die Leistung dividiert durch die Rotationsrate (wie in Gleichung 1), ist es ersichtlich, dass das Drehmoment zunimmt mit dem Rotorradius hoch drei multipliziert mit der Strömungsgeschwindigkeit zum Quadrat (r3 v2). Darüber hinaus variieren die Axialbelastungen mit der abgetasteten Fläche multipliziert mit der Geschwindigkeit zum Quadrat (r2 v2). Mit dem Anstieg der Geschwindigkeiten in Bezug auf einen Rotor mit festem Radius, steigen das Drehmoment und die Axialbelastungen, die auf die Erzeugungseinrichtung übertragen werden, im Quadrat. Bei ansteigenden bzw. zunehmenden Strömungsgeschwindigkeiten nimmt die Drehzahl bzw. Rotationsgeschwindigkeit der Blätter linear zu, bis die maximale Spitzengeschwindigkeit Vtip erreicht wird.
  • Die Abbildung aus 6 zeigt, dass die Turbine in dem Bereich 2 die Windgeschwindigkeit, die Rotorgeschwindigkeit und eine Reihe von Belastungen bzw. Verbrauchern über Sensoren überwacht. Abhängig von der Schwankung bzw. Veränderung der Windgeschwindigkeit (und der zugeordneten Rotorleistungsaufnahme) regelt bzw. variiert das Regelungssystem die Rotorgeschwindigkeit, um die Leistungsaufnahme zu optimieren, während gleichzeitig die Spitzengeschwindigkeitsgrenzwerte eingehalten werden. Wenn die Windgeschwindigkeit und die Drehzahl unter die Einstichwerte fallen, kehrt die Turbine zurück in den Betrieb für Bereich 1. Wenn einer der Sensoren überschrittene Grenzwerte anzeigt, wechselt die Turbine in den Betrieb für Bereich 3.
  • Allgemein kann die Geschwindigkeit, bei der die begrenzende Spitzengeschwindigkeit erreicht wird, langsamer bzw. niedriger sein als die Geschwindigkeit, bei der die begrenzende bzw. grenzwertige Belastung erreicht wird (z.B. Drehmoment, Schub, Blatt- oder Spitzenbiegung). In diesem Fall existiert ein kleiner Geschwindigkeitsbereich, innerhalb welchem die Rotoren vollständig ausgefahren sind, und in dem die Drehzahl nicht zunimmt. Alternativ ist es in bestimmen Fällen möglich, wie zum Beispiel bei küstennahen Windanlagen, bei denen die Blattakustik keine signifikante Rolle spielt, dass die Spitzengeschwindigkeiten ansteigen können, wobei eine optimalere Leistungsaufnahmeeffizienz in diesem Bereich aufrechterhalten wird. Da sich die Drehzahl und die Leistungsaufnahme verändern, kann die Windgeschwindigkeit, bei der das Nenndrehmoment erreicht wird, in diesen Fällen etwas höher oder niedriger sein.
  • Bereich 3
  • Wenn die Nennbelastung erreicht wird, wie zum Beispiel bei der Geschwindigkeit A für den erweiterten Rotor 1 aus 2, ist die Belastung identisch mit der Belastung, die durch den Rotor 2 mit nominell festem Durchmesser (oder halb eingezogen) bei der Geschwindigkeit B erzeugt wird und mit der, die bei vollständig eingezogenem Rotor 3 bei Geschwindigkeit C erzeugt wird.
  • Wenn die Geschwindigkeit somit in den mittleren Bereich zunimmt, werden die Rotorerweiterungen allmählich eingezogen, wobei die begrenzende Belastung, die dem Rotor zugeführt wird, auf einem festen Wert gehalten wird. Dadurch wird der Durchmesser des Rotors gemäß den Gleichungen 5 und 6 oder 8 bestimmt, und die Leistungskurve folgt ungefähr dem in der Abbildung aus 3 dargestellten Pfad. Mit Reduzierung des Rotordurchmessers nimmt ferner die Rotordrehzahl zu, während die Rotorblattspitzengeschwindigkeiten unterhalb dem Grenzwert gehalten werden. Da das abgebildete erweiterbare Rotorsystem seinen Durchmesser unter den festen Basisdurchmesser des Rotors 2 senken kann, kann es sich mit höheren Geschwindigkeiten drehen. Da es sich mit höheren Geschwindigkeiten drehen kann, weist es eine höhere Spitzenleistungsabgabe auf, während die Belastungen (im Besonderen das Drehmoment) innerhalb der vorab festgelegten Begrenzungen gehalten werden.
  • Wie dies aus der Abbildung aus 7 ersichtlich ist, erfolgt der Eintritt aus dem Bereich 2 in den Bereich 3, da die Belastungsgrenze überschritten wird oder kurz davor steht, überschritten zu werden. Das Regelungssystem prüft die Rotorposition (über einen Sensor bzw. Fühler), um sicherzustellen, dass der Rotor nicht vollständig eingezogen bzw. zurückgezogen ist. Wenn der Rotor vollständig eingezogen ist, wechselt die Turbine in den Betrieb in Bereich 4. Wenn dies nicht der Fall ist, wird die Blatterweiterung inkremental eingezogen und die Drehzahl und der Blattanstellwinkel werden angepasst, um die Leistungsproduktivität zu optimieren, während die Rotorgeschwindigkeit, der Blattanstellwinkel, die Erweiterungsposition und kritische Belastungen überwacht werden. Der Turbinenregler prüft die Belastungs- bzw. Lastsensoren und kann entweder diese Schritte wiederholen oder in die Hauptausführungsschleife von Bereich 3 eintreten, wobei die Systeme so lange statisch gehalten werden, wie die Belastungsgrenzen nicht entweder über den oberen oder den unteren Grenzwert über- bzw. unterschritten werden. Wenn die Belastungen zu hoch sind, prüft der Regler erneut und führt ein Einziehen des Blatts aus. Wenn die Belastungen zu niedrig sind, versucht die Turbine die Rotorblätter auszufahren bzw. zu erweitern, um die Leistungsaufnahme zu maximieren. Eine Möglichkeit zur Veranlassung einer Regelhysterese ist das Festlegen von Differenzen zwischen den Belastungsgrenzen für die Erweiterung und die Retraktion des Blatts bzw. der Blätter. Wenn vor der Erweiterung der Blätter der Regler bestimmt, dass der Rotor bereits vollständig ausgefahren ist, so wechselt die Turbine wieder zurück in den Betrieb des Bereichs 2.
  • Es ist wichtig festzustellen, dass die Zeitpläne oder Steuerbefehle, welche vorgeben, wie der Rotor als eine Funktion der Windgeschwindigkeit eingezogen wird, für das gleiche Rotorblattsystem variiert bzw. verändert werden können, was den Einsatz unterschiedlicher Spitzendrehmoment- und Leistungsbelastungskriterien ermöglicht. Durch den Einsatz dieses Regelungsverfahrens kann das gleiche erweiterbare Rotorblattsystem an einer Vielzahl verschiedener Land- oder küstennaher Windturbinendesigns oder Meeresströmungsturbinendesigns installiert werden, die jeweils ihre eigenen entwicklungstechnischen Beschränkungen in Bezug auf das Design bzw. die Bauweise aufweisen.
  • Das Ende dieses Strömungsbereichs tritt ein, wenn das System die Nennleistung erreicht, was durch den Punkt bestimmt wird, an dem das Blatt vollständig eingezogen ist und die Belastungsgrenzen für den Einzug erreicht werden.
  • Bereich 4
  • Bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der erforderlichen Geschwindigkeiten zum Erreichen der Nennleistung wird die Leistung durch das Rotorregelungsverfahren begrenzt, so dass die Leistungserzeugung, die Drehzahl und somit die Axialbelastung alle um einen konstanten Wert geringfügig variieren. Für einen längeren Betrieb erfolgt dies entweder durch (a) Anstellwinkeleinstellung oder Rotation der Blätter entlang ihrer Längsachsen, wobei deren Anhebungskoeffizienten und deren Leistungsaufnahmeeffizienzen reduziert werden, oder (b) durch Überziehregelung, wobei die Rotorblätter aerodynamisch überziehen, wenn die Geschwindigkeiten einen bestimmten Wert überschreiten, wodurch die Leistungsaufnahmeeffizienz signifikant reduziert wird, und wobei dadurch die zugeordneten Belastungen begrenzt oder reduziert werden. Für kurze Zeiträume kann es zulässig sein, dass die Rotorgeschwindigkeit um ungefähr 10% ansteigt, wobei Böenenergie akzeptiert und in einen Zuschlag für rotierende Masse im Gegensatz zu Drehmoment umgesetzt wird, wodurch Systemkomponenten beschädigt werden können. Für gewöhnlich flauen die Böen innerhalb eines kurzen Zeitraums ab und die Leistungsspitze kann langsam durch die Turbine aufgenommen werden, wenn diese den Rotor wieder auf die gewünschte langsamere Geschwindigkeit zurückführt. In der Praxis versucht der Regler stets die Rotorgeschwindigkeit konstant zu halten, wobei jedoch Verzögerungen in dem Regler und in dem Anstellwinkelbetätigungssystem kleine Geschwindigkeitsschwankungen um diesen gewünschten Wert ermöglichen.
  • Wie dies in der Abbildung aus 8 dargestellt ist, erfolgt der Eintritt in den Bereich 4 aus dem Bereich 3, da Belastungsgrenzen überschritten werden und kein weiteres Zurückziehen bzw. Einziehen des Blatts bzw. der Blätter möglich ist. Während der Überwachung der Rotorgeschwindigkeit und der Belastungen nimmt die Rotorgeschwindigkeit zu oder Schwungräder absorbieren Böenbelastungen. Wenn der Wind nicht nachhaltig ist, tritt die Turbine in ihre Hauptausführungsschleife in Bereich 4 ein, wobei das Drehmoment und die Leistung zwischen oberen und unteren Grenzwerten aufrechterhalten werden. Wenn die Belastungen jedoch über eine bestimmten zeitlichen Grenzwert anhalten, erfolgt eine inkrementale Anstellwinkeleinstellung der Rotorblätter, um Leistung abzuladen und die Turbine tritt in die Ausführungsschleife von Bereich 4 ein. Wenn Windgeschwindigkeitssensoren anzeigen, dass die Geschwindigkeiten extrem sind, so wechselt die Turbine in den Betriebsbereich 5, den Ausstechbereich, indem die Blätter weiter einer Anstellwinkeleinstellung unterzogen werden. In der Ausführungsschleife beurteilt die Turbine, ob die Leistung und das Drehmoment unter die Nennwerte fallen, und wenn dies der Fall ist, versucht sie die Anstellwinkeleinstellung der Rotorblätter rückgängig zu machen, um die Effizienz der Rotorleistungsaufnahme zu erhöhen. Wenn die Rotorblätter einen optimalen Anstellwinkel aufweisen und die Leistung und das Drehmoment weiterhin zu niedrig sind, kehrt die Turbine in den Betriebsbereich 3 zurück.
  • Bereich 5
  • Wenn die Geschwindigkeiten einen festgelegten Extremzustand überschreiten, führen die Rotorblätter eine vollständige Anstellwinkelverstellung aus oder es wird eine Bremse betätigt, wobei die Rotation und die Leistungserzeugung vollständig angehalten werden, um die Einrichtungen vor extremen Belastungszuständen zu schützen, die bei diesen Geschwindigkeiten auftreten können.
  • Die Abbildung aus 9 zeigt, dass der Rotor nach dem Eintritt in den Bereich 5 seine Blätter vollständig in die Anstellwinkelverstellung bring (180 Grad-Stellung), um die Rotation anzuhalten bzw. zu stoppen. Sobald die Windgeschwindigkeit unter einen Schwellenwert sinkt, nimmt die Turbine wieder den Betrieb in dem Bereich 4 auf.
  • Regelungsansatz
  • Die neuartigen Regelungen bzw. Steuerungen, die auf den erweiterbaren Rotor angewandt werden können, nutzen drei Freiheitsgrade: den variablen Blattanstellwinkel, die Leistungsregelung, die eine variable Rotationsgeschwindigkeit des Rotors ermöglicht und eine variable Rotorblattlänge. Durch Kombination dieser drei Parameter kann eine Reihe von Belastungen und Leistungen, die an die Turbine bereitgestellt werden, begrenzt werden. Zum Beispiel kann es für kurzfristige zeitliche Zyklusveränderungen (< 1–2 Sek.) bevorzugt werden, die Rotationsgeschwindigkeit des Blatts (und dadurch die Leistung und das Drehmoment) unter Verwendung von Leistungselektronik zu regeln bzw. zu steuern. Dies eliminiert allgemein nicht den Belastungsanstieg, vielmehr gleicht es Belastungsspitzen aus, wobei die Auswirkungen von Böen- oder Spitzenschwankungen reduziert werden. Für längere zeitliche Zyklen oder Geschwindigkeitsveränderungen, die über Sekunden bis Zehntelsekunden oder länger gemessen werden, kann die Methode des Blatteinzugs bevorzugt werden. Als ein dritter Parameter, der ebenfalls auf diesen langsameren zeitlichen Maßstab einwirken kann, ermöglicht der Rotorblattanstellwinkel die Leistungsentlastung bei Geschwindigkeiten, die zu einer Leistungserzeugung oberhalb des Nennwertes führen kann.
  • Der Plan für das Einziehen der Blätter oder die Definition des Übergangs zwischen diesen Modi kann durch Regelungs- und Strömungsanforderungen modifiziert werden. Die Blatterweiterungen können zum Beispiel eingezogen werden, bevor die Nennbelastung erreicht wird. Die Blätter können die vollständig eingezogene Position erreichen, bevor die volle Leistung erreicht worden ist. Die Blatterweiterungen können teilweise weiter oberhalb der Geschwindigkeit eingesetzt werden, bei der die Spitzenleistung erreicht wird, anstatt der Kombination des variablen Anstellwinkels mit der Blatterweiterung für die Leistungsverwaltung. Darüber hinaus kann eine Regelungshysterese implementiert werden, wobei als Teil dessen zum Beispiel der Rotorradius während der Erhöhung der Geschwindigkeiten einem Plan folgen kann und einem anderen Plan bei zurückgehenden Geschwindigkeiten. Die Hysterese ermöglicht einen Betrieb des Rotors über längere Zeiträume bei einer Reihe gegebener Turbinenzustandsparameter (z.B. Rotordurchmesser, Blattanstellwinkel und Rotorgeschwindigkeit) zwischen der Systembetätigung, wobei allgemein die Anzahl der Betätigungszyklen reduziert und die Turbinenlebensdauer verlängert wird.
  • Dieses Regelungsverfahren kann durch das Hinzufügen einer Zustandsregelung verbessert werden, wobei der Regler mit einer Reihe von Zustands-Raum-Gleichungen bzw. Zustandsgleichungen codiert wird, die den Betrieb der Turbinensysteme vorgeben, einschließlich jedoch nicht beschränkt auf die Blatterweiterungen, den Rotorblattanstellwinkel und die Rotordrehzahl, einschließlich einer variablen Geschwindigkeitsregelung für eine vollständige oder teilweise Umwandlung für einen beliebigen elektrischen Generator. Obgleich Zustandsgleichungen im Fach allgemein bekannt sind [1, 2], findet sich im Stand der Technik keine Beschreibung der Implementierung der Zustandsregelung integrierter Turbinensysteme, die erweiterbare Rotorblätter aufweisen. Diese Regelungsstrategie, wie dies auch für viele andere Strategien gilt, basiert auf der kontinuierlichen Beurteilung des Zustands der Turbine. Anders ausgedrückt, ermöglicht eine konstante (oder periodische) Quantifizierung einer Reihe von Turbinenzustandsvariablen die Berechnung von Systemansprechverhalten, die dynamische Aktualisierung des Systemverhaltens für einen Betrieb innerhalb einer spezifizierten Regelungsbegrenzung. Diese Regelungsbegrenzung kann eine Definition der entsprechenden Systemhysterese umfassen. Diese Strategie kann umfassendere Kombinationen einzelner Regelungszustände ermöglichen, was die Möglichkeit für eine erhöhte Regelungsstabilität ebenso bietet wie für eine Leistungsoptimierung. Durch das Ausrüsten von Turbinenkomponenten mit Sensoren zum Messen von Zustandsvariablen, wie der Leistung, des Drehmoments, des Schubs, der Biegung und der Drehzahl, kann die Turbine die Betätigungsbefehle der Regelungen präziser bestimmen, wodurch die Turbinenleistung optimiert wird. Diese Sensoren können Vorrichtungen umfassen wie etwa optische Wellencodierer, Dehnungsmessgeräte an Blättern, Türme oder andere Strukturen, Generatorstrom- und -spannungssensoren, Beschleunigungsmesser, Thermometer und Wellendrehmomentwandler.
  • Alternativ kann eine adaptive Regelung implementiert werden, um innerhalb der Belastungsbeschränkungen zu arbeiten, unter Verwendung einer Reihe empirischer Gleichungen mit Verstärkungen, die periodisch aktualisiert werden. Dieses System verwendet eine Reihe von Betriebskurven oder Matrizen, um zu bestimmen, welche Kombinationen oder Komponentenzustände zulässig sind, und um die Systemstellglieder so zu regeln, dass diese innerhalb der Zustandskombinationen bleiben. Wenn sich die Systemzustände verändern, werden die in diesem Matrizen impliziten Ansprechverhalten kontinuierlich überwacht und angepasst, um den Betrieb in Richtung spezifizierter Ziele zu optimieren. Die Systeme können eine ähnliche Anordnung von Sensoren einsetzen, um den Systemzustand zu bestimmen (z.B. Rotorradius, Blattanstellwinkel, Rotorgeschwindigkeit, Drehmoment, Schub, Biegung oder Windgeschwindigkeit), und die Regelungshysterese kann dahingehend implizit sein, dass die Regelungsverstärkungen unterschiedlich angepasst werden können, wenn sich die Zustände in die positiven und negativen Richtungen verändern.
  • Ebenfalls verwendet werden können Verweistabellen, die kombinierte Systemzustände im Detail wiedergeben (z.B. Blattanstellwinkel, Rotordurchmesser und Rotorgeschwindigkeit) als Funktion einer oder mehrerer unabhängiger Zustandsvariablen (z.B. Windgeschwindigkeit) oder gemessener oder berechneter Zustandsvariablen (Drehmoment, Schub, Biegung, etc.). Diese Tabellen sind für gewöhnlich so gestaltet, dass sie einen bestimmten Bereich der Turbinenleistung optimieren. Dieses Regelungsverfahren wurde in der Vergangenheit zwar weit verbreitet auf Turbinen angewandt, wobei es jedoch noch nie auf ein System angewandt worden ist, das erweiterbare Rotorblätter aufweist, und somit wurde es noch nie mit dem Ziel der Maximierung der Leistungserzeugung bei gleichzeitiger Begrenzung der erzeugten Belastungen eingesetzt. Zwar ist es nicht unbedingt einfach, jedoch möglich, in diesen Verweistabellen eine Regelungshysterese einzusetzen, indem verschiedene Anordnungen von Zustandsvariablen für positive und negative Ableitungen unabhängiger Zustandsvariablen bereitgestellt werden und indem ein Verfahren für einen Wechsel zwischen den Tabellen bereitgestellt werden, wenn diese Ableitungen durch Null treten.
  • Die PID-Regelung (Proportional Integral Derivative) basiert auf Gleichungen, die Terme für proportionale Ansprechverhalten bzw. Reaktionen kombinieren (die Differenz zwischen einem Systemzustand und einem gewünschten Zustand, multipliziert mit einer gewissen Verstärkung), für die Integration vergangener Systemzustände und für Systemveränderungsraten. Unabhängige Zustände (Windgeschwindigkeit, etc.) und gemessene oder berechnete Zustände (Drehmoment, Schub, Biegung, etc.) können als Eingaben für dieses Regelungsverfahren dienen. Die Methoden, durch welche diese drei Terme berechnet werden, können eine Regelungshysterese ermöglichen. PID kommt bei Turbinen zwar weit verbreitet zum Einsatz, neuartig ist jedoch die PID-Regelung von Turbinensystemen, die erweiterbare bzw. ausfahrbare Rotorblätter, variable Rotordrehzahlen und einen variablen Rotoranstellwinkel aufweisen.
  • Andere Regelungsverfahren können zur Implementierung dieses Prozesses ebenfalls implementiert werden. Diese Verfahren bieten allgemein die Möglichkeit, die Regelungshysterese zu integrieren, was einen reduzierten Stellglieddurchlauf in den Turbinen ermöglicht. Diese Verfahren können eine hybride Regelung aufweisen, die Regelungsverfahren aufweisen kann, wie etwa PID-Gleichungen, die in eine größere Gruppe von Zustandsgleichungen integriert sind.
  • Möglichkeit für Modifikationen der Blattbauweise
  • Die vorstehende Regelungsstrategie ermöglicht verschiedene physikalische Modifikationen an früheren erweiterbaren und nicht erweiterbaren Rotorbauweisen. Da es das Regelungsverfahren der vorliegenden Erfindung ermöglicht, dass das Blatt zurückgezogen bzw. eingezogen werden kann als eine Funktion der gemessenen Leistung bei einer bestimmten Drehzahl, ist grundsätzlich eine optimale Blattleistung bei hohen Geschwindigkeiten nicht von kritischer Bedeutung. Der Rotor kann einfach langsamer zurück- bzw. eingezogen werden. In diesem Fall kann dies mit einem kleinen Abstrich verbunden sein, da dies bedeutet, dass der Rotor bei stärkeren Winden mehr ausgefahren bzw. erweitert ist, was die Rotationsgeschwindigkeit reduziert, die gemäß den Spitzenbegrenzungen zulässig ist. Dies führt dazu, dass eine niedrigere zulässige Leistungsaufnahme innerhalb der Drehmoment- oder Schubbeschränkungen verbleibt, oder diese Beschränkungen bzw. Begrenzungen erweitert werden, um das gleiche Leistungsaufnahmeprofil zu ermöglichen. Dies bietet die Möglichkeit, dass die Rotorerweiterungen minimale Anstellwinkel- oder Schwenkschwankungen aufweisen oder gar nicht schwenken können, was eine Konstruktion mit kostengünstigeren Verfahren ermöglicht, wie zum Beispiel durch Pulltrusion. Die Effizienz der Leistungsaufnahme bleibt hoch, wenn der Rotor vollständig ausgefahren ist, da die äußere Hälfte des Rotorblatts bei den vorliegenden Bauweisen eine minimale Schwenkung und minimale Anstellwinkelschwankung aufweist.
  • Die vorliegende Erfindung wurde vorstehend in Bezug auf bevorzugte Ausführungsbeispiele der Erfindung dargestellt und beschrieben, wobei der Fachmann auf dem Gebiet jedoch erkennen wird, dass diesbezüglich die vorstehenden und weitere Abänderungen in Bezug auf die Ausführung bzw. Form und die Einzelheiten möglich sind, ohne dabei vom Umfang der vorliegenden Erfindung abzuweichen.

Claims (24)

  1. Verfahren zur Regelung eines Rotors zur Leistungsaufnahme von einer Fluidströmungsturbine, wobei das Verfahren folgendes umfasst: das Messen eines oder mehrerer der folgenden Größen: der Windgeschwindigkeit, der Rotordrehzahl, der Blattanstellungsposition, der Blattausfahrposition und der Belastungen; und das Einstellen der Leistungsaufnahme und der Belastung des genannten Rotors durch Regelung der Parameter des Rotorradius, der Blattanstellung und der Rotordrehzahl entsprechend durch eine variable Rotorblattlängenregelung, durch variable Blattanstellungsregelung und durch Leistungselektronikregelung, die eine variable Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors ermöglichen; wobei jeder der genannten Parameter so geregelt wird, dass die Belastungen, die Leistung oder die Blattspitzengeschwindigkeit unterhalb festgelegter Grenzwerte bleiben.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei bei allen Strömungsgeschwindigkeiten unterhalb einer erforderlichen Strömungsgeschwindigkeit, um die Nennleistung zu erreichen, der genannte Rotordurchmesser auf einen maximal zulässigen Radius erweitert wird, um innerhalb der Belastungsgrenzen zu bleiben, wobei es sich bei den Grenzen um mindestens eine Begrenzung in Bezug auf (1) den Rotorschraubenzug, (2) die Blattbiegungsbeanspruchung, (3) die Blatt-Lead/Lag-Biegung, (4) die Klappenbiegung und (5) das Wellendrehmoment handelt.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, wobei sich die genannten Belastungsgrenzen verändern, wenn der genannte Rotorradius vergrößert oder verkleinert wird, was eine Regelhysterese ermöglicht.
  4. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors durch eine maximale Blattspitzengeschwindigkeit beschränkt ist, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit variieren kann, wenn der genannte Rotorradius größer wird und wenn der genannte Rotorradius kleiner wird, so dass die Spitzengeschwindigkeit des genannten Rotorblattes unterhalb einer maximalen Blattspitzengeschwindigkeit bleibt.
  5. Verfahren zur Regelung eines Rotors zur Leistungsaufnahme von einer Fluidströmungsturbine, wobei das Verfahren folgendes umfasst: das Bestimmen der Punkte A, B und C auf Leistungskurven für Betriebsbereiche der genannten Turbine im Verhältnis zu einem Rotor mit festem Durchmesser, wobei es sich bei einer Leistungskurve des genannten Rotors mit festem Durchmesser um Rotor 2 handelt; und wobei für einen Rotor mit variablem Radius ein Durchmesser des genannten Rotors mit variablem Durchmesser zwischen einem erweiterten Durchmesser von Rotor 1 und einem eingezogenen Durchmesser von Rotor 3 variiert werden kann; wobei die genannten Punkte A, B und C Windgeschwindigkeiten darstellen, bei denen die genannten Rotoren 1, 2 und 3 zuerst einen Wert mindestens einer beschränkenden Belastung erzeugen, wozu das Drehmoment, der Schraubenzug bzw. Schub, die Leistung, die Spitzengeschwindigkeit, die Blatt- und die Turmoberseitenbiegung zählen, welche die Turbinenfähigkeit einschränken; wobei der genannte Punkt A einer Windgeschwindigkeit entspricht, bei der der genannte Rotor 1 zuerst einen Wert einer beschränkenden Belastung gemäß der Definition durch Rotor 2 erzeugt; wobei der genannte Punkt C einer Windgeschwindigkeit entspricht, bei der der genannte Rotor 3 zuerst einen Wert einer beschränkenden Belastung gemäß der Definition durch Rotor 2 erzeugt; und wobei der Radius des genannten Rotors innerhalb eines durch die genannten Punkte A und C begrenzten Windbereichs mit variablem Radius eingezogen und erweitert wird.
  6. Verfahren nach Anspruch 5, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt aufweist, und wobei ein Rotorradius des genannten erweiterbaren Rotorblatts so geregelt wird, dass bei allen Strömungsgeschwindigkeiten unterhalb einer erforderlichen Strömungsgeschwindigkeit, um die Nennleistung zu erreichen, das genannte Rotorblatt auf einen maximal zulässigen Durchmesser erweitert wird, um innerhalb der Belastungsgrenzen zu bleiben, wobei es sich bei den Grenzen um mindestens eine Begrenzung in Bezug auf (1) den Rotorschraubenanzug, (2) die Blattbiegungsbeanspruchung, (3) die Blatt-Lead/Lag-Biegung, (4) die Klappenbiegung und (5) das Wellendrehmoment handelt.
  7. Verfahren nach Anspruch 6, wobei sich die genannten Belastungsgrenzen verändern, wenn der genannte Rotorradius vergrößert oder verkleinert wird, was eine Regelhysterese ermöglicht.
  8. Verfahren nach Anspruch 5, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt aufweist, und wobei eine Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors durch eine maximale Blattspitzengeschwindigkeit beschränkt ist, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit variieren kann, wenn der genannte Rotorradius größer wird und wenn der genannte Rotorradius kleiner wird, so dass die Spitzengeschwindigkeit des genannten Rotorblattes unterhalb einer maximalen Blattspitzengeschwindigkeit bleibt.
  9. Verfahren nach Anspruch 1, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt mit verstellbarem Anstellwinkel aufweist, und wenn der Radius des genannten erweiterbaren Rotorblatts vergrößert oder verkleinert wird, der genannte Anstellwinkel des genannten Rotors angepasst wird, so dass mit inkrementaler Vergrößerung des genannten Rotoranstellwinkels die Leistungsaufnahme durch den genannten Rotor verringert wird.
  10. Verfahren nach Anspruch 5, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt aufweist, und wobei der genannte Rotorradius bei Windgeschwindigkeiten, die größer sind als Punkt C, auf dessen Mindestradius gehalten wird.
  11. Verfahren nach Anspruch 10, wobei bei Windgeschwindigkeiten über dem Punkt C eine Anstellwinkelverstellung eingeleitet wird, um die genannte Turbine bei konstantem Leistungswert in Betrieb zu halten.
  12. Verfahren nach Anspruch 10, wobei bei Windgeschwindigkeiten über dem Punkt C Strömungsabriss geregelte Tragflächen in den genannten Rotorblättern eingeleitet werden, um die genannte Turbine bei konstantem Leistungswert in Betrieb zu halten.
  13. Verfahren nach Anspruch 5, wobei ein Regelungssystem den genannten variablen Rotorradius, den Anstellwinkel der genannten Rotorblätter und die Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors regelt, so dass: bei niedrigen Strömungsgeschwindigkeiten zur Maximierung der Leistungserzeugung der genannte Rotorradius auf dessen maximalen Wert gesetzt wird, wobei der genannte Blattanstellwinkel unverändert gehalten oder geringfügig variiert wird, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit variieren kann; bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der die maximale Rotorblattspitzengeschwindigkeit erreicht wird, und unterhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der Belastungsgrenzen erreicht werden, der genannte Rotorradius auf dessen maximalen Wert gesetzt wird, wobei der genannte Blattanstellwinkel unverändert gehalten oder geringfügig variiert wird, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit unverändert bleibt; bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der die genannten Belastungsgrenzen erreicht werden, und unterhalb der Geschwindigkeit, bei der die Nennleistung des Systems erreicht wird, der genannte Rotorradius im Einklang mit einer Verringerung oder Erhöhung der genannten Rotorrotationsgeschwindigkeit und der Vergrößerung oder Verkleinerung des genannten Rotorblatt-Anstellwinkels vergrößert oder verkleinert wird, so dass der genannte Rotor keine Belastungen erzeugt, welche die genannten Belastungsgrenzen überschreiten, und so dass der genannte Rotor weniger Leistung erzeugt als wenn der Rotorblatt-Anstellwinkel größer wird; bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der die Nennleistung erreicht wird, der genannte Rotorblatt-Anstellwinkel so verändert wird, dass die von dem genannten Rotor aufgenommene Leistung nicht die Nennleistung überschreitet und die durch den genannten Rotor erzeugten Belastungen nicht die genannten Belastungsgrenzen überschreiten.
  14. Verfahren nach Anspruch 5, wobei das Regelungssystem den genannten variablen Rotorradius, den Anstellwinkel der genannten Rotorblätter und die Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors regelt, und zwar unter Verwendung mindestens einer der Sensoreingaben aus der Gruppe, die folgendes umfasst: die Messung der Leistungsabgabe; die Messung der Rotorrotationsgeschwindigkeit; die Messung des Rotordrehmoments; die Messung der erweiterbaren Rotorblattposition; die Messung des Rotorblatt-Anstellwinkels; die Messung der Rotorblatt-Biegungsbelastung; und die Messung der Biegungsbelastungen auf eine Trägerstruktur.
  15. Regelungsverfahren zur Regelung eines Rotorsystems für einen Betrieb in vier Bereichen, wobei sich ein erster der genannten Bereiche auf Geschwindigkeiten unterhalb des Einstechens befindet, wobei sich ein zweiter der genannten Bereiche über einen Bereich intermediärer Geschwindigkeiten erstreckt, die zu einer variierenden Leistungserzeugung führen, wobei sich ein dritter der genannten Bereiche auf höheren Geschwindigkeiten befindet, bei denen die Turbinen konstante oder leicht abnehmende Leistung zur Begrenzung der Belastungen erzeugen, und wobei sich ein vierter der genannten Bereiche auf besonders hohen Geschwindigkeiten befindet, bei denen die Turbinen ausstechen, wobei das Regelungssystem gekennzeichnet ist durch: das Regeln des genannten Rotorsystems, so dass dieses innerhalb eines fünften Bereichs arbeitet, in dem der Rotordurchmesser variiert wird, um den Betrieb innerhalb eines spezifizierten Belastungsbereichs zu halten.
  16. Regelungsverfahren nach Anspruch 15, wobei der genannte spezifizierte Belastungsbereich so gegeben ist, dass bei allen Strömungsgeschwindigkeiten unterhalb einer erforderlichen Strömungsgeschwindigkeit, um die Nennleistung zu erreichen, der genannte Rotordurchmesser auf einen maximal zulässigen Durchmesser erweitert wird, um innerhalb der spezifizierten Rotorbelastungsgrenzen zu bleiben, wobei die genannten Begrenzungen mindestens eine Beschränkung in Bezug auf den Rotorschraubenanzug und das Wellendrehmoment darstellen.
  17. Regelungsverfahren nach Anspruch 16, wobei sich die genannten Belastungsgrenzen verändern, wenn der genannte Rotorradius vergrößert oder verkleinert wird, was eine Regelhysterese ermöglicht.
  18. Verfahren nach Anspruch 15, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt aufweist, und wobei die Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors durch eine maximale Blattspitzengeschwindigkeit beschränkt ist, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit variieren kann, wenn der genannte Rotorradius größer wird und wenn der genannte Rotorradius kleiner wird, so dass die Spitzengeschwindigkeit des genannten Rotorblattes unterhalb einer maximalen Blattspitzengeschwindigkeit bleibt.
  19. Verfahren nach Anspruch 15, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt mit variablem Anstellwinkel aufweist, und wenn der Radius des genannten erweiterbaren Rotorblatts vergrößert oder verkleinert wird, der genannte Anstellwinkel des genannten Rotors so angepasst wird, dass die Leistungserfassung durch den genannten Rotor mit inkrementaler Vergrößerung des genannten Rotoranstellwinkels abnimmt.
  20. Verfahren nach Anspruch 15, wobei der genannte Rotor ein erweiterbares Rotorblatt aufweist, und wobei bei Strömungsgeschwindigkeiten gleich oder oberhalb einer erforderlichen Strömungsgeschwindigkeit, um die Nennleistung zu erreichen, der genannte Rotorradius auf dessen Mindestradius gehalten wird.
  21. Verfahren nach Anspruch 20, wobei bei Geschwindigkeiten gleich oder oberhalb der genannten erforderlichen Strömungsgeschwindigkeit, um die Nennleistung zu erreichen, die genannten durch den genannten Rotor erzeugten Belastungen unterhalb von Begrenzungen bleiben, die durch Anstellwinkelveränderung der genannten Rotorblätter festgelegt werden.
  22. Verfahren nach Anspruch 20, wobei bei Geschwindigkeiten gleich oder oberhalb der genannten erforderlichen Strömungsgeschwindigkeit, um die Nennleistung zu erreichen, die genannten durch den genannten Rotor erzeugten Belastungen unterhalb von Begrenzungen bleiben, die durch den Einsatz von Strömungsabriss geregelten Tragflächen in den genannten Rotorblätter festgelegt werden.
  23. Verfahren nach Anspruch 15, wobei ein Regelungssystem den genannten variablen Rotorradius, den Anstellwinkel der genannten Rotorblätter und die Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors regelt, so dass: bei niedrigen Strömungsgeschwindigkeiten zur Maximierung der Leistungserzeugung der genannte Rotorradius auf dessen maximalen Wert gesetzt wird, wobei der genannte Blattanstellwinkel unverändert gehalten oder geringfügig variiert wird, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit variieren kann; bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der die maximale Rotorblattspitzengeschwindigkeit erreicht wird, und unterhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der Belastungsgrenzen erreicht werden, der genannte Rotorradius auf dessen maximalen Wert gesetzt wird, wobei der genannte Blattanstellwinkel unverändert gehalten oder geringfügig variiert wird, und wobei die genannte Rotationsgeschwindigkeit unverändert bleibt; bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der die genannten Belastungsgrenzen erreicht werden, und unterhalb der Geschwindigkeit, bei der die Nennleistung des Systems erreicht wird, der genannte Rotorradius im Einklang mit einer Verringerung oder Erhöhung der genannten Rotorrotationsgeschwindigkeit und der Vergrößerung oder Verkleinerung des genannten Rotorblatt-Anstellwinkels vergrößert oder verkleinert wird, so dass der genannte Rotor keine Belastungen erzeugt, welche die genannten Belastungsgrenzen überschreiten, und so dass der genannte Rotor weniger Leistung erzeugt als wenn der Rotorblatt-Anstellwinkel größer wird; bei Strömungsgeschwindigkeiten oberhalb der Strömungsgeschwindigkeit, bei der die Nennleistung erreicht wird, der genannte Rotorblatt-Anstellwinkel so verändert wird, dass die von dem genannten Rotor aufgenommene Leistung nicht die Nennleistung überschreitet und die durch den genannten Rotor erzeugten Belastungen nicht die genannten Belastungsgrenzen überschreiten.
  24. Verfahren nach Anspruch 15, wobei das Regelungssystem den genannten variablen Rotorradius, den Anstellwinkel der genannten Rotorblätter und die Rotationsgeschwindigkeit des genannten Rotors regelt, und zwar unter Verwendung mindestens einer der Sensoreingaben aus der Gruppe, die folgendes umfasst: die Messung der Leistungsabgabe; die Messung der Rotorrotationsgeschwindigkeit; die Messung des Rotordrehmoments; die Messung der erweiterbaren Rotorblattposition; die Messung des Rotorblatt-Anstellwinkels; die Messung der Rotorblatt-Biegungsbelastung; und die Messung der Biegungsbelastungen auf eine Trägerstruktur.
DE60218328T 2001-10-25 2002-10-24 Rotor mit teleskopischem blättern und steuerungskriterien Expired - Lifetime DE60218328T2 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US39825 1998-03-16
US10/039,825 US6726439B2 (en) 2001-08-22 2001-10-25 Retractable rotor blades for power generating wind and ocean current turbines and means for operating below set rotor torque limits
PCT/US2002/034378 WO2003036082A1 (en) 2001-10-25 2002-10-24 Rotor with extendable blades and control criteria therefor

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE60218328D1 DE60218328D1 (de) 2007-04-05
DE60218328T2 true DE60218328T2 (de) 2007-08-30

Family

ID=21907529

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE60218328T Expired - Lifetime DE60218328T2 (de) 2001-10-25 2002-10-24 Rotor mit teleskopischem blättern und steuerungskriterien

Country Status (11)

Country Link
US (1) US6726439B2 (de)
EP (1) EP1442216B2 (de)
AT (1) ATE354728T1 (de)
BR (1) BR0213558A (de)
CA (1) CA2465271C (de)
DE (1) DE60218328T2 (de)
DK (1) DK1442216T3 (de)
ES (1) ES2282475T3 (de)
MX (1) MXPA04003945A (de)
PT (1) PT1442216E (de)
WO (1) WO2003036082A1 (de)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102007062616A1 (de) * 2007-12-22 2009-06-25 Arno Helper Ausfahrbare Windkraftmaschine
DE102011122504A1 (de) * 2011-12-29 2013-03-28 Rolf Rohden Windenergieanlage
DE102012201469A1 (de) * 2012-02-01 2013-08-01 Aktiebolaget Skf Wind- oder Gezeitenströmungskraftanlage

Families Citing this family (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10040273A1 (de) * 2000-08-14 2002-02-28 Aloys Wobben Windenergieanlage
DE10141098A1 (de) * 2001-08-22 2003-03-06 Gen Electric Windkraftanlage
US7071578B1 (en) * 2002-01-10 2006-07-04 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Wind turbine provided with a controller for adjusting active annular plane area and the operating method thereof
US7131812B2 (en) * 2002-01-18 2006-11-07 Manfred Karl Brueckner Sky turbine that is mounted on a city
US20050008488A1 (en) * 2002-01-18 2005-01-13 Brueckner Manfred Karl Sky turbine that may be mounted on top of a city
CA2426711C (en) * 2002-05-02 2009-11-17 General Electric Company Wind power plant, control arrangement for a wind power plant, and method for operating a wind power plant
US6972498B2 (en) * 2002-05-28 2005-12-06 General Electric Company Variable diameter wind turbine rotor blades
US6902370B2 (en) * 2002-06-04 2005-06-07 Energy Unlimited, Inc. Telescoping wind turbine blade
US20080101930A1 (en) * 2002-09-23 2008-05-01 Bosche John V Wind turbine blade deflection control system
US6952058B2 (en) * 2003-02-20 2005-10-04 Wecs, Inc. Wind energy conversion system
AU2003263827A1 (en) * 2003-07-29 2005-03-07 General Electric Company Variable diameter rotor
JP2005061320A (ja) * 2003-08-12 2005-03-10 Kunio Miyazaki 風力発電装置における風車構造
EP1719910B1 (de) 2004-02-27 2019-06-26 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Windturbinengenerator, aktives schwingungsdämpfungsverfahren dafür und windturbinenturm
US7581926B1 (en) * 2004-03-22 2009-09-01 Clipper Windpower Technology, Inc. Servo-controlled extender mechanism for extendable rotor blades for power generating wind and ocean current turbines
US7317260B2 (en) * 2004-05-11 2008-01-08 Clipper Windpower Technology, Inc. Wind flow estimation and tracking using tower dynamics
ES2216731B1 (es) * 2004-06-04 2006-02-16 Esdras Automatica, S.L. Control de potencia de las turbinas eolicas mediante variaciones de coeficiente y dimension de las bandas de barrido.
US8419362B2 (en) * 2004-08-31 2013-04-16 Hamilton Sundstrand Corporation Foldable blades for wind turbines
US7582977B1 (en) * 2005-02-25 2009-09-01 Clipper Windpower Technology, Inc. Extendable rotor blades for power generating wind and ocean current turbines within a module mounted atop a main blade
US7633177B2 (en) * 2005-04-14 2009-12-15 Natural Forces, Llc Reduced friction wind turbine apparatus and method
ES2263389B1 (es) * 2005-06-03 2007-12-01 Esdras Automaticas, S.L. Estructura de subalabes para reduccion del peso de las palas en turbinas eolicas.
ATE458911T1 (de) 2005-07-18 2010-03-15 Clipper Windpower Technology Windströmungsschätzung und -verfolgung
US7476985B2 (en) * 2005-07-22 2009-01-13 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Method of operating a wind turbine
US8174135B1 (en) 2006-07-10 2012-05-08 Roe Justin C Marine energy hybrid
AU2007278980B2 (en) * 2006-07-21 2012-03-29 Clipper Windpower, Inc. Retractable rotor blade structure
RU2009118958A (ru) * 2006-10-20 2010-11-27 Саутвест Виндпауэр, Инк. (Us) Способ и система для получения скорости ветра в ветровой турбине с регулируемым срывом потока
DE602007013287D1 (de) 2006-12-28 2011-04-28 Clipper Windpower Inc Windturbinendämpfung einer turmresonanzbewegung und symmetrischen schaufelbewegung unter verwendung von schätzungsverfahren
ES2322423B1 (es) 2007-06-21 2010-01-26 Manuel Torres Martinez Pala para aerogenerador de eje horizontal.
JP2009008041A (ja) * 2007-06-29 2009-01-15 Mecaro:Kk マグナス型風力発電装置
US7675189B2 (en) * 2007-07-17 2010-03-09 Baseload Energy, Inc. Power generation system including multiple motors/generators
US8113778B2 (en) 2007-12-20 2012-02-14 General Electric Company Wind turbine blade stowage
US8215905B2 (en) * 2007-12-31 2012-07-10 General Electric Corporation Methods and apparatus for error reduction in rotor loading measurements
US20110020126A1 (en) 2008-01-14 2011-01-27 Clipper Windpower Technology, Inc. Modular rotor blade for a power-generating turbine and a method for assembling a power-generating turbine with modular rotor blades
ATE525567T1 (de) 2008-01-30 2011-10-15 Clipper Windpower Inc Einziehbare rotorblattstruktur mit geteilter austrittskante
US20110025061A1 (en) * 2008-04-14 2011-02-03 Wongalea Holdings Oty Ltd Control system for a windmill kite
DE102008020154B4 (de) * 2008-04-22 2011-04-28 Repower Systems Ag Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
MX2011000722A (es) 2008-07-18 2011-08-12 Baseload Energy Inc Manejo de cables retenedores para generadores de energia electrica en el aire.
GB2475217B (en) * 2008-08-22 2013-03-20 Natural Power Concepts Inc Folding blade turbine
US8915697B2 (en) * 2008-08-22 2014-12-23 Natural Power Concepts Inc. Mobile wind turbine
US7633178B1 (en) * 2008-11-28 2009-12-15 Wayne Embree Fluid driven energy generator
US8128361B2 (en) * 2008-12-19 2012-03-06 Frontier Wind, Llc Control modes for extendable rotor blades
ES2335640A1 (es) * 2009-01-27 2010-03-30 Universidad Politecnica De Madrid Pala para aerogeneradores.
US8231347B2 (en) * 2009-02-04 2012-07-31 Frontier Wind, Llc Mass-centralizing blade extension drive mount locations for wind turbine
US7775760B1 (en) 2009-07-02 2010-08-17 Finnell Alfred W Turbine wheel
US11021243B1 (en) 2009-07-02 2021-06-01 Alfred Finnell Tension airfoil assembly and implementation for power generation and aviation
US8668455B2 (en) * 2009-07-02 2014-03-11 Alfred Finnell Turbine wheel
US10435145B1 (en) 2009-07-02 2019-10-08 Alfred Finnell Vehicle with tension wing assembly
US20110033293A1 (en) * 2009-08-10 2011-02-10 Lincoln Joseph Cavalieri Retractable Wind Turbine
ES2382631B1 (es) * 2009-09-03 2013-05-03 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Metodos y sistemas de control de aerogeneradores
US8080891B2 (en) * 2009-09-25 2011-12-20 General Electric Company Hybrid braking system and method
US8253268B1 (en) 2009-10-15 2012-08-28 Airgenesis, LLC Wind power generation system
WO2011046632A1 (en) * 2009-10-15 2011-04-21 Smith Danny J Wind power generation system
GB0921207D0 (en) * 2009-12-03 2010-01-20 Tidal Energy Ltd Tidal turbine system
US9500179B2 (en) 2010-05-24 2016-11-22 Vestas Wind Systems A/S Segmented wind turbine blades with truss connection regions, and associated systems and methods
US8899921B2 (en) * 2010-10-08 2014-12-02 Earl McCune Wind turbine having flow-aligned blades
US20120093627A1 (en) * 2010-10-18 2012-04-19 Clipper Windpower, Inc. Method for site specific energy capture optimization through modular rotor blade tip extension
US8508065B1 (en) 2010-11-24 2013-08-13 Chu B. Lee Windmill generator system
US8710694B2 (en) 2012-04-06 2014-04-29 Airgenesis, LLC RPM Controlled Wind Power Generation System
DK201270417A (en) 2012-07-09 2014-01-10 Envision Energy Denmark Aps Method and System to Actively Pitch to Reduce Extreme Loads on Wind Turbine
US9500180B1 (en) 2012-07-29 2016-11-22 Gregg Chandler Retractable energy generating wind fan with self-adjusting blades
WO2014130067A1 (en) 2013-02-25 2014-08-28 Airgenesis, LLC Variable coupler drive
US9074577B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Dehlsen Associates, Llc Wave energy converter system
US9297357B2 (en) 2013-04-04 2016-03-29 General Electric Company Blade insert for a wind turbine rotor blade
US9506452B2 (en) 2013-08-28 2016-11-29 General Electric Company Method for installing a shear web insert within a segmented rotor blade assembly
US9617979B2 (en) 2013-10-30 2017-04-11 Airgenesis, LLC Motor assisted power generation system
DE102014211741A1 (de) * 2014-06-18 2015-12-24 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt einer Windenergieanlage, eine Windenergieanlage sowie ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
US9874088B2 (en) 2014-08-15 2018-01-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wellbore flowmeter
US10054108B2 (en) * 2014-10-10 2018-08-21 General Electric Company Wind turbine system and method for controlling a wind turbine system by power monitoring
WO2017184106A1 (en) * 2016-04-18 2017-10-26 Star Wind Turbines, Llc High torque, low rpm horizontal axis wind turbine
US20180003154A1 (en) * 2016-06-30 2018-01-04 General Electric Company Methods and systems for feedforward control of wind turbines
CN106121923A (zh) * 2016-07-26 2016-11-16 天津大学 一种利用竖轴进行海上潮流能和风能两用的发电装置
US10550823B2 (en) 2016-08-10 2020-02-04 General Electric Company Method for balancing segmented wind turbine rotor blades
DE102018100129A1 (de) * 2018-01-04 2019-07-04 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage sowie Windenergieanlage
CN112534132B (zh) * 2018-08-01 2023-08-25 维斯塔斯风力系统有限公司 具有铰接叶片的风力涡轮机中的噪声降低
DE102018009333A1 (de) * 2018-11-28 2020-05-28 Senvion Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage
FR3092562B1 (fr) * 2019-02-12 2022-01-28 Airbus Helicopters Procédé d’optimisation du bruit généré au sol par un giravion
CN111734585B (zh) * 2020-06-18 2023-06-27 上海电气风电集团股份有限公司 风力发电机的极限载荷的确定方法、装置及可读存储介质
EP4074959A1 (de) 2021-04-12 2022-10-19 LM Wind Power A/S Ausziehbare windturbinenschaufel
WO2022258520A1 (en) 2021-06-07 2022-12-15 Aarhus Universitet Wind turbine with combined pitch and radial displacement coupling and control method
CN116123027A (zh) * 2022-12-19 2023-05-16 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 叶片可多段伸缩式风电机组的控制方法及系统

Family Cites Families (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB252461A (en) † 1925-02-27 1926-05-27 Kurt Bilau Improvements in or relating to wind-driven prime movers
US2163482A (en) 1936-01-01 1939-06-20 Cameron Peter Aircraft having rotative sustaining means
US2108245A (en) 1936-06-02 1938-02-15 Jr Thomas Ash Gyratory airplane wing
US2979288A (en) 1959-01-15 1961-04-11 Klein Albert Aircraft propeller arrangement and means for elongating same
US3249160A (en) 1964-06-10 1966-05-03 Messerschmitt Ag Rotor blade construction for aircraft
FR1516196A (fr) * 1967-01-26 1968-03-08 Perfectionnements aux hélices aériennes industrielles
GB1255173A (en) 1968-03-08 1971-12-01 Reginald Thomas Wood An aircraft including a retractable rotor assembly
US3814351A (en) 1972-12-06 1974-06-04 United Aircraft Corp Coaxial rotor yaw control
US4080097A (en) 1976-06-28 1978-03-21 United Technologies Corporation Locking control and overtravel safety stop system for variable length rotor blades
US4074952A (en) 1976-06-28 1978-02-21 United Technologies Corporation Locking control and overtravel safety stop system for variable length rotor blades
US4180372A (en) 1977-03-02 1979-12-25 Grumman Corporation Wind rotor automatic air brake
US4139330A (en) 1977-04-14 1979-02-13 Buffalo Forge Company Adjustable vane centrifugal pump impeller construction
JPS5920871B2 (ja) * 1980-08-04 1984-05-16 工業技術院長 風車
EP0200823B1 (de) 1985-04-26 1988-12-28 JAMES HOWDEN &amp; COMPANY LIMITED Windturbine
US5155375A (en) * 1991-09-19 1992-10-13 U.S. Windpower, Inc. Speed control system for a variable speed wind turbine
NL9200786A (nl) 1992-04-29 1993-11-16 Pieter Arie Jan Eikelenboom Wiekkonstruktie voor windmolen.
US5253979A (en) 1992-06-01 1993-10-19 United Technologies Corporation Variable diameter rotor having an offset twist
US5299912A (en) 1992-07-28 1994-04-05 United Technologies Corporation Drive system for changing the diameter of a variable diameter rotor
US5310314A (en) 1993-03-26 1994-05-10 Gyrodyne Company Of America, Inc. Directional control system for rotary wing aircraft
DE4428731A1 (de) * 1994-08-15 1996-02-22 Infan Gmbh Ingenieurgesellscha Längenvariables Rotorblatt für Windkraftanlagen, insbesondere für Windkraftanlagen an Binnenlandstandorten
US5636969A (en) 1995-03-28 1997-06-10 Sikorsky Aircraft Corporation Torque tube/spar assembly for variable diameter helicopter rotors
US5655879A (en) 1995-03-28 1997-08-12 Sikorsky Aircraft Corporation Mounting arrangement for variable diameter rotor blade assemblies
US5620303A (en) 1995-12-11 1997-04-15 Sikorsky Aircraft Corporation Rotor system having alternating length rotor blades for reducing blade-vortex interaction (BVI) noise
US5735670A (en) 1995-12-11 1998-04-07 Sikorsky Aircraft Corporation Rotor system having alternating length rotor blades and positioning means therefor for reducing blade-vortex interaction (BVI) noise
US5642982A (en) 1995-12-11 1997-07-01 Sikorsky Aircraft Corporation Retraction/extension mechanism for variable diameter rotors
US5620304A (en) 1995-12-11 1997-04-15 Sikorsky Aircraft Corporation Rotor system having alternating length rotor blades and positioning means therefor for reducing blade-vortex interaction (BVI) noise
FR2751693B1 (fr) † 1996-07-26 1998-09-04 Toulminet Michel Pale de longueur variable
DE29715249U1 (de) * 1997-08-25 1998-12-24 Inst Solare Energieversorgungstechnik Iset Windenergieanlage
US6091161A (en) * 1998-11-03 2000-07-18 Dehlsen Associates, L.L.C. Method of controlling operating depth of an electricity-generating device having a tethered water current-driven turbine
US6019578A (en) 1998-12-18 2000-02-01 Sikorsky Aircraft Corporation Variable diameter rotor blade actuation system
US6030177A (en) 1998-12-18 2000-02-29 Sikorsky Aircraft Corporation Drive system for a variable diameter tilt rotor
DE69919910T2 (de) * 1999-11-03 2005-09-08 Vestas Wind Systems A/S Methode zur regelung einer windkraftanlage sowie entsprechende windkraftanlage
JP2001132615A (ja) † 1999-11-11 2001-05-18 Hitachi Zosen Corp 発電用プロペラ形風車
US6398497B1 (en) 2001-02-20 2002-06-04 Sikorsky Aircraft Corporation Blade lock system for variable diameter rotor systems
EP1375911A4 (de) * 2001-03-26 2005-11-23 Hitachi Shipbuilding Eng Co Windturbine vom propellertyp

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102007062616A1 (de) * 2007-12-22 2009-06-25 Arno Helper Ausfahrbare Windkraftmaschine
DE102011122504A1 (de) * 2011-12-29 2013-03-28 Rolf Rohden Windenergieanlage
DE102012201469A1 (de) * 2012-02-01 2013-08-01 Aktiebolaget Skf Wind- oder Gezeitenströmungskraftanlage

Also Published As

Publication number Publication date
ATE354728T1 (de) 2007-03-15
CA2465271A1 (en) 2003-05-01
EP1442216A1 (de) 2004-08-04
DK1442216T3 (da) 2007-06-11
CA2465271C (en) 2011-09-20
ES2282475T3 (es) 2007-10-16
EP1442216B1 (de) 2007-02-21
US6726439B2 (en) 2004-04-27
EP1442216B2 (de) 2013-03-13
PT1442216E (pt) 2007-05-31
MXPA04003945A (es) 2004-11-29
BR0213558A (pt) 2004-10-26
DE60218328D1 (de) 2007-04-05
WO2003036082A1 (en) 2003-05-01
US20030044274A1 (en) 2003-03-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE60218328T2 (de) Rotor mit teleskopischem blättern und steuerungskriterien
EP1286049B1 (de) Windkraftanlage
EP2063111B1 (de) Verfahren zur Regelung einer Windenergieanlage
EP1290343B1 (de) Azimutantrieb für windenergieanlagen
EP3931438B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage, reglerstruktur, windenergieanlage und windpark
DE3308564A1 (de) Windturbinenanlage
WO2019134793A1 (de) Betreiben einer windenergieanlage bei sturm
WO2017085156A1 (de) Steuerung einer windenergieanlage mit verstellbaren rotorblättern
EP3803109B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
WO2020064925A1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage, windenergieanlage und windpark
EP3489507B1 (de) Verfahren und vorrichtung zum betreiben einer windenergieanlage
DE102016106590A1 (de) Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
EP2256342B1 (de) Verfahren zur Notbremsung einer Windenergieanlage sowie Windenergieanlage mit einer Rotorblattverstellung zur Notbremsung
EP2885533B1 (de) Strömungskraftanlage
EP3926162A1 (de) Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage, steuerungsvorrichtung zum betrieb einer windenergieanlage und windpark
EP2914844B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage, windenergieanlage und steuerungseinrichtung für eine windenergieanlage
WO2018109100A1 (de) Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage sowie einrichtung zum steuern und/oder regeln einer windenergieanlage und entsprechende windenergieanlage mit einem rotor und einem über den rotor angetriebenen generator zur erzeugung einer elektrischen leistung
DE102015004393A1 (de) Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
EP3735533A1 (de) Verfahren zum steuern einer windenergieanlage sowie windenergieanlage
EP3839249A1 (de) Verfahren zum einstellen eines pitchwinkels eines rotorblatts, steuerungsvorrichtung zum einstellen eines pitchwinkels sowie dazugehörige windenergieanlage
EP3404256A1 (de) Vorrichtung zur verstellung der rotorblätter einer strömungskraftanlage
EP3768970B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage, windenergieanlage und windpark
EP4148270A1 (de) Verfahren zum anpassen einer betriebskennlinie einer windenergieanlage

Legal Events

Date Code Title Description
8363 Opposition against the patent
8380 Miscellaneous part iii

Free format text: DINGLICHES RECHT WURDE BESTELLT

8328 Change in the person/name/address of the agent

Representative=s name: ZENZ PATENT- UND RECHTSANWAELTE, 45128 ESSEN

8380 Miscellaneous part iii

Free format text: DINGLICHES RECHT WURDE AUFGEHOBEN

8327 Change in the person/name/address of the patent owner

Owner name: CLIPPER WINDPOWER, INC., CARPINTERIA, CALIF., US