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Die
vorliegende Erfindung bezieht sich auf eine Windturbine, umfassend
einen Hauptrotor mit mindestens einem Blatt mit mindestens einen
sekundären
Rotor, die mit einem elektrischen Generator verbunden ist. Die Windturbine
ist vorzugsweise so ausgelegt, dass die Völligkeit des sekundären Rotors
so ist und/oder das Blatt bzw. die Blätter des sekundären Rotors
verdreht ist bzw. sind und/oder die Regelung von Pitch und/oder
der Rotordrehzahl des sekundären
Rotors so ist bzw. sind, dass ein Schubkoeffizient des sekundären Rotors
unter 0,4 erreicht werden kann.
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Der
Hintergrund der neuartigen Konstruktion der Windturbine ist eine
grundlegend nachteilige Eigenschaft der Bauform herkömmlicher
Windturbinen, welche durch die kontinuierliche Hochskalierung der
Turbinen verstärkt
wird. In Bauformen gemäß dem Stand
der Technik wird Windenergie mit Hilfe der Blätter in mechanische Energie
umgewandelt und dann durch eine Abtriebswelle mit geringer Drehzahl
an ein Getriebe übertragen,
wo die Drehzahl üblicherweise
auf 1500 Umdrehungen pro Minute, die Drehzahl des mit dem Getriebe
gekoppelten Generators, erhöht
wird. Beim Hochskalieren der Turbinen wird die Spitzengeschwindigkeit aus
Gründen
der Geräuschentwicklung
nur mäßig erhöht, was
bedeutet, dass das Drehmoment M mit der dritten Potenz des Rotorradius
ansteigt (M ≈ R3), wogegen die umgewandelte Leistung P jedoch
nur mit der zweiten Potenz des Radius ansteigt (P ≈ R2). Da der Preis des Getriebes proportional
zu M ist, bedeutet dies, dass auf das Getriebe ein vergeichsweise
größerer Anteil
des Preises der Gesamtkonstruktion entfällt. Weiterhin ist allgemein
bekannt, dass das Getriebe eine entscheidende Komponente mit zahlreichen
kostenintensiven Reparaturen ist. Schließlich weisen Getriebe in der
Regel einen Verlust von 1% pro Stufe auf, und bei 1–2 MW-Turbinen
hat das Getriebe 3–4
Stufen.
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Die
Grundidee der neuartigen Konstruktion der Windturbinen ist, die
Umwandlung der Energie durch eine Abtriebswelle mit niedriger Drehzahldurch
Verlagern der Position der Umwandlung von mechanischer Energie in
elektrische Energie hinaus an die Spitzen der Blätter zu vermeiden. Die Energieumwandlung
erfolgt vorzugsweise durch einen oder mehrere sekundäre Rotoren,
die an jedem Blatt befestigt und jeweils mit seinem Generator gekoppelt
sind, und wobei die Rotorfläche
rechtwinklig zur relativen Geschwindigkeit am betreffenden Punkt
ist.
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Durch
Anbringen der sekundären
Rotoren an der Blattspitze oder am äußersten Teil des Blatts, wo
die relative Geschwindigkeit hoch ist, wird erreicht, dass der Radius
des sekundären
Rotors nur einen Bruchteil des Radius des Hauptrotors beträgt. So beträgt zum Beispiel
der Radius des sekundären
Rotors bei einer zweiblättrigen
3-MW-Anlage zwischen
1,5 und 2 m (siehe ausführliche
Berechnung weiter unten). Da die sekundären Rotoren an der Spitze des
Hauptblatts und mit der Rotorfläche
rechtwinklig zur resultierenden Windgeschwindigkeit angebracht sind,
wird auch die Tatsache ausgenutzt, dass die sekundären Rotoren
außerdem eine
Ansaugwirkung auf den Luftstrom in Windrichtung haben, so dass der
effektive Rotordurchmesser der Turbine der Summe der Durchmesser
des Hauptrotors und des sekundären
Rotors entspricht.
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Aus
AGARD Nr. 243 ('243)
ist eine Windturbine mit sekundären
Rotoren als Vorschlag zur Überwindung
der Übertragungsprobleme
bekannt. In '243
wird die Windturbine mit Hilfe einer Skizze beschrieben, die eine
zweiblättrige
Turbine mit einem sekundären
Rotor in der Nähe
der Spitzes jedes Blattes zeigt.
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Aus
US 5,151,610 ist eine zweiblättrige Windturbine
mit je einem sekundären
Rotor am distalen Ende jedes Blatts bekannt. Die Windturbine ist
eine Windturbine vom Luvläufertyp,
und der Rotor der sekundären Rotoren
ist ein mehrblättriger
Propellertyp, bei dem die Blätter
in einer Frontalansicht einander überlappen und eine hohe frontale
Blattfläche
bilden, um ein hohes Startdrehmoment zur Verfügung zu stellen. Ein derartiger Rotortyp
ist durch einen großen
Schubkoeffizienten charakterisiert. Es wird darauf hingewiesen,
dass die Anzahl der Blätter
verringert werden kann. Allerdings existiert keine Offenlegung über die
Betriebsbedingungen der Windturbinen; auch behandelt die Patentschrift
nicht die entsprechende Aerodynamik.
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DE 27 37 767 offenbart ebenfalls
eine zweiblättrige
Windturbine vom Luvläufertyp
umfassend einem sekundären
Rotor. Auch in diesem Fall existiert keine Offenlegung über die
Betriebsbedingungen der Windturbine; auch behandelt die Patentschrift
nicht die Aerodynamik der Windturbinen mit sekundären Rotoren.
GB-A-211 766 offenbart
eine Windturbine, bei der die Drehzahl des sekundären Rotors
geregelt werden kann.
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Ein
ernsthaftes Problem bei Windturbinen gemäß dem Stand der Technik besteht
daher darin, eine geeignete Bauform einer Windturbine mit sekundären Rotoren
bereitzustellen.
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Vor
diesem Hintergrund ist es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung,
eine Bauform einer Turbine mit sekundären Rotoren (Spitzenturbinen)
bereitzustellen, bei der der gesamte Leistungskoeffizient (aerodynamische
Wirkungsgrad) des sekundären
Rotors und des Hauptrotors potentiell vorteilhaft ist.
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Die
oben genannte Aufgabe wird gemäß der Erfindung
in einem ersten Aspekt durch eine Windturbine erreicht, umfassend
einen Hauptrotor mit mindestens einem Blatt mit mindestens einen
sekundären
Rotor, der mit einem elektrischen Generator verbunden ist, wobei
ein Schubkoeffizient des sekundären
Rotors unter 0,4 erzielt werden kann, so dass der Leistungskoeffizient
des sekundären
Rotors zwischen 0,85 und 0,9 liegt.
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Der
Hintergrund der Erfindung ist, dass in Verbindung mit der vorliegenden
Erfindung erkannt wurde, dass der Leistungskoeffizient des sekundären Rotors
nicht durch das allgemein bekannte Betz-Limit (0,59) für den Leistungskoeffizienten
einer stationären
Windturbine begrenzt wird. Außerdem
wurde in Verbindung mit der vorliegenden Erfindung erkannt, dass
der Leistungskoeffizient des sekundären Rotors gegen 1 geht, wenn die
Rotorlast bezüglich
des Schubkoeffizienten CT gegen 0 geht. Auf der Grundlage dieser
Erkenntnis wurde der sekundäre
Rotor für
den Betrieb mit einem niedrigen Schubkoeffizienten (CT < 0,4) ausgelegt,
wobei für den
sekundären
Rotor potenziell ein Leistungskoeffizient zwischen 0,9 und 1 erreicht
werden kann. Im Gegensatz zur üblichen
Lehre, wonach der Rotor der Windturbine zum optimalen Betrieb der
Windturbine nahe bei oder an dem Betz-Limit laufen soll, wird daher
entsprechend der vorliegenden Erfindung empfohlen, den sekundären Rotor
mit einem niedrigen Schubkoeffizienten (unter 0,4) zu betreiben,
um eine optimale Gesamtleistung der Windturbine zu erreichen.
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In
den Ausführungsformen,
in denen sich der Generator auf den Blättern des Hauptrotors befindet,
bewirkt die Rotation des Hauptrotors eine natürliche Kühlung des Generators, wodurch
zusätzlicher
Energieverbrauch zur Kühlung
des Generators vermieden werden kann.
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Darüber hinaus
ermöglicht
es die vorliegende Erfindung, den Generator mit geringem oder ohne Schlupf
zu verwenden, wodurch sich ein hoher Wirkungsgrad erzielen lässt, da
die sekundären
Rotoren eine beträchtliche
Dämpfung
der Torsion des Rotors bewirken.
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Weiterhin
hat eine Windturbine gemäß der vorliegenden
Erfindung den Vorteil, dass der Umstand, dass die Rotorebene des
sekundären
Rotors in Bezug auf die Rotorebene des Hauptrotors winklig sein
kann, zum Bereitstellen einer größeren effektiven Überstreichungsfläche für den Hauptrotor
verwendet werden kann.
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In
verschiedenen bevorzugten Ausführungsformen
umfasst die Windturbine mindestens ein Steuerungsmittel zum Steuern
der Betriebsbedingungen des Hauptrotors und/oder zum Steuern der
Betriebsbedingungen des sekundären
Rotors. Die Betriebsbedingungen des Hauptrotors und/oder des sekundären Rotors werden
vorzugsweise über
den Pitch und/oder die Rotordrehzahl des sekundären Rotors gesteuert.
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Gemäß der vorliegenden
Erfindung steuert bzw. steuern das bzw. die Steuerungsmittel vorzugsweise die
Betriebsbedingungen des Hauptrotors und des sekundären Rotors,
so dass der Schubkoeffizient (CT) des Hauptrotors bei ca. 0,89 beibehalten
wird, welches im Allgemeinen die optimale Last für einen Rotor einer stationären Windturbine
ist. Dies gilt jedoch nur, bis die Maximalleistung der Turbine erreicht
ist. Hiernach wird der Schubkoeffizient bei zunehmender Windgeschwindigkeit
verringert.
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Eine
weitere bevorzugte Eigenschaft der vorliegenden Erfindung ist, dass
der Leistungskoeffizient (Cp1) des sekundären Rotors
vorzugsweise auf einem höheren
Wert als 0,8 gehalten wird, und dass der Leistungskoeffizient (Cp) des Hauptrotors bei einem Maximum, d.
h. bei ca. 0,5 gehalten wird.
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Die
für die
Turbine definierten Betriebsbedingungen werden im Betrieb vorzugsweise
durch das bzw. die Steuerungsmittel bereit gestellt, das bzw. die
die Betriebsbedingungen des Hauptrotors und des sekundären Rotors
durch Steuern der Pitcheinstellung des Blatts bzw. der Blätter des
Hauptrotors und/oder der Pitcheinstellung des Blatts bzw. der Blätter des
sekundären
Rotors steuert bzw. steuern. Als Alternative oder Ergänzung hierzu
steuert bzw. steuern das bzw. die Steuerungsmittel die Betriebsbedingungen
der Turbine durch Ändern
des Winkels zwischen der Rotorebene des sekundären Rotors und der Rotorebene
des Hauptrotors.
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In
einer derzeit stark bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist
der sekundäre
Rotor direkt, d. h. ohne ein Getriebe, mit dem Generator verbunden,
wodurch die Übertragungsmittel,
wie zum Beispiel das Getriebe zwischen der Nabe des sekundären Rotors
und dem Generator, vollständig
entfallen können.
In einigen Situationen ist es jedoch zweckmäßig, den Generator in einer
gewissen Entfernung vom sekundären
Rotor anzubringen, z. B. wenn Gewicht zur Mitte des sekundären Rotors
verlagert werden soll. In diesen Situationen ist es daher erforderlich,
dass der sekundäre
Rotor durch ein Übertragungsmittel
mit dem Generator verbunden ist.
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In
einer bevorzugten Ausführungsform
der Erfindung ist der sekundäre
Rotor nahe bei oder an der Blattspitze des Hauptrotors positioniert,
wodurch sich der Radius des sekundären Rotors verringern lässt. In mehreren
dieser bevorzugten Ausführungsformenen
ist der sekundäre
Rotor in der Mitte des Spitzenwirbels des Blatts des Hauptrotors
positioniert und so ausgelegt, dass seine Drehrichtung der Drehrichtung
des Spitzenwirbels entspricht. Bei einer derartigen Konfiguration
kann die Energie des Spitzenwirbels, die für den Hauptrotor einen Verlust
bedeutet, teilweise genutzt werden.
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In
mehreren Ausführungsformen
der Erfindung umfassen die Steuerungsmittel vorzugsweise ein Computersystem,
das in Datenkommunikation mit Mitteln zur Bestimmung der Betriebsbedingungen
des Hauptrotors und des sekundären
Rotors steht und in Datenkommunikation mit Mitteln zum Verändern der Pitcheinstellung
des Blatts bzw. der Blätter
des Hauptrotors, des Blatts bzw. der Blätter des sekundären Rotors und/oder
des Winkels zwischen der Rotorebene des sekundären Rotors und der Rotorebene
des Hauptrotors und/oder der Drehzahlcharakteristik des sekundären Rotors
steht.
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Die
vorliegende Erfindung hat sich als besonders nützlich in Verbindung mit einer
Rotorkonfiguration entsprechend der Beschreibung in
WO 99/63218 erwiesen (
1,
2 und
Zeile 19, Seite 11 bis Zeile 17, Seite 12). Gemäß diesen Ausführungsformen
hat der Hauptrotor vorzugsweise zwei Blätter, die an einer Nabe angebracht
und miteinander auf eine Weise verbunden sind, dass eine Pitchänderung
eines Blatts auf mechanischem Wege eine gleichzeitige und identische
Pitchänderung
des anderen Blatts bewirkt. In weiteren derartigen Ausführungdformen
wird die Turbine vorzugsweise als Leeläufer-Rotorturbine betrieben.
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In
einem zweiten Aspekt bezieht sich die vorliegende Erfindung auf
eine Windturbine vom Leeläufertyp,
umfassend einen Hauptrotor mit zwei Blättern, die an einer Nabe befestigt
sind, welche die Drehung des Hauptrotors ermöglicht, wobei jedes Blatt des
Hauptrotors einen sekundären
Rotor hat, der in einem Abstand zur Nabe angebracht ist und mit
einem elektrischen Generator verbunden ist, wobei die Blätter des
Hauptrotors und die Blätter
des sekundären
Rotors nicht verstellbar oder im Wesentlichen nicht verstellbar
sind.
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Ausführungsformen
gemäß dieses
Aspekts bieten vorteilhafte Effekte, die mit den Effekten gemäß dem ersten
Aspekt der Erfindung zusammen fallen. Außerdem existieren Ähnlichkeiten
zwischen den zwei Aspekten, und daher wird davon ausgegangen, dass
eine lediglich in Verbindung mit einem der Aspekte erwähnte Eigenschaft
auch in Ausführungsformen
des anderen Aspekts nutzbar ist. Wie im Folgenden offenbart, umfasst
die vorliegende Erfindung weitere Aspekte, und da diese Aspekte
stark miteinander verbunden sind, wird im Folgenden davon ausgegangen,
dass Eigenschaften zwischen den verschiedenen Aspekten austauschbar sind.
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In
Verbindung mit diesem Aspekt wird weiterhin bevorzugt, dass jeder
der sekundären
Rotoren ohne Getriebe mit dem elektrischen Generator verbunden ist.
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Weiterhin
wird bevorzugt, dass die Drehachse der sekundären Rotoren im Verhältnis zur
Drehachse des Hauptrotors fixiert oder im Wesentlichen fixiert ist.
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Um
die Energie in den Spitzenwirbeln zu extrahieren, wird bevorzugt,
dass sich die sekundären
Rotoren an den Hinterkanten der Blätter des Hauptrotors befinden.
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Es
wurde erkannt, dass der vorliegende Aspekt der vorliegenden Erfindung
besonders in Verbindung mit einer Leeläufer-Windturbine vom strömungsabrissregulierten
Typ nützlich
ist. In derartigen Ausführungsformen
wird bevorzugt, dass die Windturbine weiterhin Steuerungsmittel
umfasst zum:
- • Verringern der Last des Generators
der sekundären
Rotoren, wenn die Drehzahl des Hauptrotors einen vorbestimmten Grenzwert überschreitet,
- • Erhöhen der
Last des Generators der sekundären
Rotoren, wenn die Drehzahl des Hauptrotors einen vorbestimmten Grenzwert
unterschreitet,
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Vorzugsweise
wird der vorbestimmte Grenzwert auf Grundlage eines Grenzwerts der
Geschwindigkeit an der Spitze der Blätter des Hauptrotors berechnet,
wobei der Grenzwert gleich 200 m/s, wie gleich 150, vorzugsweise
100 m/s ist.
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Alternativ
hierzu oder in Kombination hiermit wird der vorbestimmte Grenzwert
der Drehzahl des Hauptrotors auf Grundlage eines Spitzengeschwindigkeitsverhältnisses
ermittelt, das als das Verhältnis
zwischen der Spitzengeschwindigkeit der sekundären Rotoren und der Spitzengeschwindigkeit
des Hauptrotors definiert ist, wobei der vorbestimmte Grenzwert
derart ermittelt wird, dass das Spitzengeschwindigkeitsverhältnis niedriger
als 3, vorzugsweise niedriger als 2,75, wie niedriger als 2,5, möglichst
niedriger als 2,25, ist. Dies impliziert, dass die Spitzengeschwindigkeit
der sekundären
Rotoren vorzugsweise niedriger als 300 m/s ist, was bewirkt, dass
die Spitzengeschwindigkeit des Hauptrotors vorzugsweise niedriger
als 100 m/s ist.
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Es
wird im Allgemeinen bevorzugt, dass die Windturbine Steuerungsmittel
zum Erhöhen
und Verringern der Drehzahl der Rotoren der sekundären Rotoren
umfasst, um einen Schubkoeffizienten der sekundären Rotoren niedriger als 0,6,
wie niedriger als 0,55, vorzugsweise niedriger als 0,5, wie niedriger
als 0,45, möglichst
niedriger als 0,4 oder sogar niedriger als 0,35 zu erreichen.
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Die
Blätter
des Hauptrotors sind vorzugsweise an ihren Vorder- und Hinterkanten
an der Nabe befestigt. Weiterhin wird bevorzugt, dass die Blätter des
Hauptrotors auf flexibele Weise an der Nabe montiert sind, um so
Kegeln (eine kegelförmige
Winkelstellung) der Blätter
während
des Betriebs der Windturbine zu erlauben.
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Eine
derartige Flexibilität
der Befestigung kann vorzugsweise durch eine Blattwurzel mit geringer
Biegefestigkeit (Flex-Beam) erreicht werden, die von den Blättern des
Hauptrotors zur Nabe des Hauptrotors verläuft.
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In
bevorzugten Ausführungen
entsprechend dem zweiten Aspekt der vorliegenden Erfindung sind
die Blätter
des Hauptrotors mit vorbestimmter kegelförmiger Winkelstellung in Leerichtung
an der Nabe montiert, um Abstand zwischen einem den Hauptrotor tragenden
Turm und den Blättern
des Hauptrotors zu gewährleisten,
damit die sekundären
Rotoren während
der Rotation des Hauptrotors nicht mit dem Turm in Kontakt kommen.
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Die
Nabe ermöglicht
vorzugsweise ein Pendeln des Hauptrotors, um die Wirkung übermäßiger Biegemomente
auf den Turm zu vermeiden, welche typischerweise aus Windstößen, Grenzschichtströmungen des auf
die Windturbine auftreffenden Windes, Turbulenzen oder dergleichen
resultieren können.
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In
bevorzugten Ausführungsformen
sind die zwei Blätter
des Hauptrotors der Windturbine vom Leeläufertyp integral in einer Flügelkonstruktion
ausgebildet.
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Ein
dritter Aspekt der vorliegenden Erfindung bezieht sich auf eine
Sicherheitsbremse für
eine Windturbine. Entsprechend diesem Aspekt umfasst die Windturbine
einen Hauptrotor mit einem oder mehreren Blättern, vorzugsweise zwei oder
drei, die auf einer die Rotation des Hauptrotors ermöglichenden
Nabe montiert sind, wobei auf jedem Blatt des Hauptrotors in einer
Entfernung von der Nabe ein sekundärer Rotor angebracht ist, wobei
jedes Blatt des Hauptrotors einen Hohlraum umfasst, in welchem die
Blätter
des sekundären Rotors
untergebracht sein können,
wobei der Hohlraum durch Abdeckungsmittel abgedeckt ist, die die Öffnungen
des Hohlraums abdecken und die zwischen einer ersten Position, in
welcher die Öffnungen
des Hohlraums abgedeckt sind und einer zweiten Position, in welcher
die Blätter
des sekundären
Rotors über
die Oberfläche des
Flügels
herausragen können,
verschiebar sind.
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Vorzugsweise
ist jeder sekundäre
Rotor so angebracht, dass seine Drehachse entlang der Sehne des Blatts
orientiert ist.
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Außerdem ist
unter diesem Aspekt bevorzugt, dass die Windturbine vom Strömungsabrissregulierten Typ
ist. Weiterhin ist bevorzugt, dass die Windturbine eine Windturbine
vom Leeläufertyp
ist und/oder dass der Hauptrotor zwei oder drei Blätter hat.
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Der
vierte Aspekt der Erfindung bezieht sich auf eine Methode zur Steuerung
einer Windturbine, umfassend eine oder mehrere Merkmale der Turbine
gemäß dem ersten
Aspekt der Erfindung. Die Methode umfasst also:
- • Steuerung
des Pitchwinkels und/oder der Rotordrehzahl des Blatts bzw. der
Blätter
des sekundären
Rotors, und/oder
- • Steuerung
des Pitchwinkels des Blatts bzw. der Blätter des Hauptrotors, und/oder
- • Steuerung
des Winkels zwischen der Rotorebene des sekundären Rotors und der Rotorebene
des Hauptrotors
so dass die vordefinierten Betriebsbedingungen
der Turbine erreicht werden.
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In
einer bevorzugten Ausführungsform
wird der Schubkoeffizient des sekundären Rotors geregelt, z. B.
durch eine geeignete Einstellung der Drehzahl, so dass der Hauptrotor
am maximalen Leistungskoeffizienten läuft, vorzugsweise bei konstanter
Drehzahl.
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In
einigen Situationen umfasst die Steuerung des Hauptrotors vorzugsweise
Steuern der Last am sekundären
Rotor, um einen vorbestimmten Leistungskoeffizienten des Hauptrotors
zu erreichen, wobei das Steuern der Last am sekundären Rotor
Einstellen der Drehzahl des sekundären Rotors und/oder Einstellen des
Blattwinkels des Blatts bzw. der Blätter des sekundären Rotors
umfasst.
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Ein
weiterer Vorteil der vorliegenden Erfindung ist, dass Verlangsamen
des Hauptrotors wenigstens teilweise durch Erhöhen der Drehzahl und/oder Verkleinern
des Blattwinkels des sekundären
Rotors durchgeführt
werden kann, um so den Schubkoeffizient des sekundären Rotors
zu erhöhen.
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Die
vorliegende Erfindung und besonders bevorzugte Ausführungsformen
werden im Folgenden in Verbindung mit den beigefügten Zeichnungen beschrieben,
wobei:
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1 schematisch
die Energieumwandlung illustriert, die durch zwei sekundäre Rotoren
stattfindet, die am Blattspitzen des Hauptrotors angebracht sind.
Die sekundären
Rotoren sind jeweils direkt, d. h. ohne Getriebe, an ihre jeweiligen
Generatoren gekoppelt, und die elektrische Energie wird durch Kabel
zur Rotorwelle und durch einen Drehschalter an ein Kabel im Turm
geleitet.
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2 eine
Aktuatorscheibe illustriert, die ein Konzept der idealen Energieumwandlung
in einem Windturbinenrotor ist und zur Analyse der Energieumwandlung
in der fraglichen Bauform verwendet wird.
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3 die
Leistungskoeffizienten Cp eines stationären Rotors
und Cp1 eines in eine statische Strömung verlagerten
Rotors illustriert, gezeigt als Funktion des Induktionskoeffizienten
a durch den Rotor.
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4 die
Leistungskoeffizienten Cp eines stationären Rotors
und Cp1 eines in eine statische Strömung verlagerten
Rotors illustriert, gezeigt als Funktion des Schubkoeffizienten
CT.
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5 den
Energieinhalt als Funktion der Windgeschwindigkeit (Spitzengeschwindigkeit)
illustriert.
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6 den
Radius der sekundären
Rotoren einer 2-blättrigen
3-MW-Turbine als Funktion der Spitzengeschwindigkeit des Hauptrotors
illustriert.
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7 eine
zweiblättrige
Windturbine vom Leeläufertyp
offenbart,
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8 schematisch
das entfernte Ende eines Flügels
entsprechend der Ausführungsform
gemäß 7 offenbart.
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9 schematisch
die Nabenbaugruppe der Ausführungsform
gemäß 7 offenbart.
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10 schematisch
eine Verwendung sekundärer
Rotoren ohne Generatoren, die als Sicherheitsbremssystem verwendet
werden, offenbart.
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11 schematisch
eine weitere Nabenbaugruppe offenbart, die in Verbindung mit der
vorliegenden Erfindung angewendet wird, und
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12 einen
Ausschnitt der weiteren Nabenbaugruppe von 11 offenbart.
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Berechnung der Energieumwandlung
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Die
zugrunde liegenden Bedingungen der Energieumwandlung in der neuartigen
Bauform der Windturbine können
auf der Grundlage des Konzepts der Aktuatorscheibe analysiert werden,
welche die Definition einer idealen Energieumwandlung in einem Rotor
ist; siehe 2.
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Für den Hauptrotor
besteht die folgende allgemein bekannte Verbindung zwischen dem
Rotorschub T und der Strömungsgeschwindigkeit
durch die Rotorebene V(1 – a),
wobei a der Störkoeffizient
ist T = 2AρV2(1 – a) (1)
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Der
Schubkoeffizient CT ist definiert als
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Die
umgewandelte Windleistung P ist P
= TV(1 – a)
= 2AρV3(1 – a)2a (4)und
der Leistungskoeffizient Cp ist gegeben
durch
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Für den sekundären Rotor
gelten dieselben Formeln für
die Energieumwandlung, allerdings bewegt sich der Rotor hier mit
einer Geschwindigkeit V1 durch eine statische
Strömung.
Die umgewandelte Leistung wird auch hier durch die folgende Gleichung
wiedergegeben: P1 =
T1Y1(1 – a) = 2AρV1 3(1 – a)2a (7)wobei
der Index 1 lediglich angibt, dass es sich um den sekundären Rotor
handelt.
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Der
einzige, allerdings wesentliche, Unterschied zum Hauptrotor ist
die Definition des Leistungskoeffizienten C
P1,
da die Leistung, zu der die umgewandelte Leistung jetzt in Verbindung
steht,
T1V1 (8)ist,
das heißt
die zum Bewegen des sekundären
Rotors mit der Geschwindigkeit V genutzte Leistung. Dies ergibt
den folgenden Ausdruck des Leistungskoeffizienten C
P1 des
sekundären
Rotors:
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Die
Leistungskoeffizienten des Hauptrotors und des sekundären Rotors
sind in 3 als Funktion des Störkoeffizienten
a dargestellt, und es ist ersichtlich, dass sie sich wesentlich
unterscheiden. Der maximale Wirkungsgrad des Hauptrotors beträgt 0,59,
für den
sekundären
Rotor jedoch 1. Cp1 geht gegen 1 wenn a
gegen 0 geht, wobei Cp dann gegen 0 geht.
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Weiterhin
sind die Leistungskoeffizienten des Hauptrotors und des sekundären Rotors
in 4 als Funktion des Schubkoeffizienten CT dargestellt,
und es ist ersichtlich, dass ein hoher Leistungskoeffizient des sekundären Rotors
erreicht wird, wenn die Last gering ist (was durch eine geringe
Völligkeit,
einen hohen Pitch der Blätter
und/oder niedrige Spitzengeschwindigkeit erreicht wird), wobei auf
den Hauptrotor das Umgekehrte zutrifft. Alles in allem bedeutet
dies, dass die Verwendung des sekundären Rotors für die Energieumwandlung mit
einem Wirkungsgrad von ca. 1 erfolgen kann, und nicht, wie für eine allgemeine
Windturbine, mit einem Wirkungsgrad von 0,59. Der höhere Wirkungsgrad
der sekundären
Rotoren ist wesentlich für
die finanzielle und energiemäßige Rentabilität des Konzepts.
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Die Größe der sekundären Rotoren
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Wie
oben erwähnt,
beträgt
die Größe der sekundären Rotoren
nur einen Bruchteil der Größe der Hauptrotoren,
da sie an der Blattspitze positioniert werden, wo eine hohe Strömungsgeschwindigkeit
(Spitzengeschwindigkeit) besteht.
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Der
Energieinhalt pro m2 als Funktion der resultierenden
Windgeschwindigkeit ist in 5 gezeigt,
und es ist ersichtlich, dass im typischen Spitzengeschwindigkeitsbereich,
z. B. bei 70 m/s, die Leistung 200 kW/m2 beträgt. Die
Größe der sekundären Rotoren
einer 2-blättrigen
3-MW-Turbine ist in 6 als eine Funktion der Spitzengeschwindigkeit
des Hauptrotors und mit der Annahme eines geringen Schubkoeffizienten
von 0,4 gezeigt, um einen hohen Leistungskoeffizient beizubehalten.
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Der
Leistungskoeffizient CP1 des sekundären Rotors
steht für
eine ideale Energieumwandlung. Durch den Wirbelstrom hinter dem
Rotor und den Viskositätsverlust
durch die Strömung
um die Blätter
kommt es zu einem Rotationsverlust. Der reale Gesamtleistungskoeffizient
des sekundären
Rotors sinkt wahrscheinlich auf einen Wert zwischen 0,8 und 0,85.
Auf der anderen Seite gibt es keinen Verlust im Getriebe, und es
kann ein verlustarmer Generator (Generator mit geringem Schlupf)
verwendet werden, was die Differenz zwischen dem Gesamtleistungskoeffizienten
einer herkömmlichen
Konstruktion und der neuartigen Bauform verringert.
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Aufgrund
der hohen Spitzengeschwindigkeit des sekundären Rotors wird das aerodynamische
Geräusch
ein potenzielles Problem darstellen, dieses lässt sich jedoch reduzieren,
indem der sekundäre
Rotor als geschlossene Turbine konstruiert wird.
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Zusammenfassung
der Vorteile und Charakteristika der Erfindung:
- • kein Getriebe
- • kein
Drehmoment durch die Abtriebswelle
- • stark
vereinfachte Maschinenhauskonstruktion mit geschätzter resultierender Gewichtsverringerung
von 60–80%
für das
Maschinenhaus (vor allem durch das Lagergehäuse für die Abtriebswelle und das
Gierlager)
- • wesentlich
geringeres Gewicht am oberen Ende des Turms ermöglicht kostengünstigere
Turmbauform
- • modulare
Konstruktion – sekundärer Rotor
und Generator einfach austauschbar
- • geeignet
für flexiblen
zweiblättrigen
Pendelrotor, wobei ein gewisses Gewicht in der Blattspitze aufgrund der
Zentrifugalentlastung vorteilhaft ist
- • gute
elektrische Qualität
auch bei Verwendung eines Generators mit geringem Schlupf
- • variable
Geschwindigkeit in die Bauform integriert
- • Generatoren
mit supraleitenden Eigenschaften können verwendet werden
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Es
wird erwartet, dass die neuartige Bauform wettbewerbsfähiger ist
als die herkömmlichen
dänischen dreiblättrigen
Turbinen und ausländische
Konzepte mit direkt angetriebenem Generator. Die größten Einsparungen
resultieren aus dem Wegfall des Getriebes, und bei einer MW-Turbine
macht das Getriebe in der Regel ca. 15% des Gesamtpreises der Turbine
aus. Weiterhin sinken insbesondere die Kosten für das Maschinenhaus beträchtlich,
und die Last an der Rotorwelle wird verringert. Alles in allem bedeutet
dies, dass sich das Gewicht am oberen Ende des Turms und damit auch
der Preis des Turms beträchtlich
reduzieren lassen.
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Die
gesamte Bauform unterscheidet sich grundlegend von heute genutzten
Bauformen. Die grundlegende Änderung
umfasst die Verlagerung der Umwandlung von mechanischer in elektrische
Energie auf den Hauptrotor, so dass die Hauptantriebswelle vollständig vom
Drehmoment entlastet wird. Zusätzlich
wird es möglich
sein, die neuartigen Subkomponenten zu optimieren: Aufhängung und Bauform
des sekundären
Rotors; Entwicklung eines leichten, kompakten Generators; Drehschalter
zum Transportieren der elektrischen Energie von den sekundären Rotoren
hinab zum Unterteil des Turms; Bauform des Maschinenhauses usw.
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Die
Bauform ist besonders für
MW-Turbinen und aufgrund der erwarteten höheren aerodynamischen Geräusche für vor der
Küste liegende
Anlagen geeignet. Der Markt für
Turbinen dieses Typs wird in den kommenden Jahren schnell wachsen
und mehrere Milliarden Dänische
Kronen jährlich
ausmachen. Ausführlichere Eigenschaften
der Erfindung – sekundäre Rotoren:
- • Betrieb
mit einem niedrigen Schubkoeffizienten (unter 0,4) mit dem Ziel,
einen kleinen Verlust bei der Energieumwandlung zu erreichen,
- • Rotor
direkt an einen Generator, der mit einer lastabhängigen Drehzahl ausgelegt ist,
gekoppelt, wodurch der Hauptrotor mit variabler Drehzahl und optimalem
Wirkungsgrad arbeitet,
- • drei
oder mehr Blätter
mit einer festen Nabe, um ein nichtzyklisches variables Gyromoment
für sekundäre Rotoren
zu erzielen,
- • das
mit der Drehzahl variierende Gyromoment des Rotors wird zur Drehung
des Hauptblatts und Dämpfung
von Blattschwingungen verwendet,
- • oder
mit einem zweiblättrigen
Rotor mit einer Pendelnabe und Delta-3-Kupplung mit dem Ziel, die Auswirkung
des Gyromoments auf das Blatt zu eliminieren,
- • die
Drehrichtung des Rotors ist so, dass der Spitzenverlust des Hauptrotors
genutzt wird,
- • die
Peripherie der Blätter
bildet ein rotierendes ringförmiges
Element, das von einem zweiten ringförmigen Element umfasst ist
(stationär
in Bezug auf das Hauptblatt), wobei die zwei ringförmigen Elemente
den Generator bilden,
- • die
Energie des Generators wird in Hinblick auf Enteisung und vorteilhafter
Massenverteilung über
Kabel an der Vorderkante des Hauptblatts (vordere Hälfte) geleitet,
- • der
Hauptrotor ist zweiblättrig
mit einer Pendelnabe und klappbaren Blättern (Ris⌀-Bauweise), um die Zentrifugalentlastung
der Spitzenmasse der Blätter
zu nutzen,
- • das
Bremsen- und Sicherheitssystem der Turbine umfasst, die sekundären Rotoren "durchgehen" zu lassen, wodurch
der Druck und damit der Widerstand das Drehmoment des Hauptrotors überschreitet,
- • die
elektrische Energie wird mittels einer besonderen Kupplungsbaugruppe
durch eine hohle Welle vom Hauptrotor direkt zum Turm übertragen,
was Verdrehen der Kabel in Folge des Gierens verhindert,
- • die
sekundären
Rotoren sind nicht als Propeller, sondern als vertikale Wellenrotoren
(Darrieus, Gyro) ausgelegt, wobei der Generator an der Spitze des
Hauptblatts oder in dessen Wurzel befindet und mit dem Rotor durch
(Kohlefaser-)Wellen verbunden ist.
-
Mit
Bezug auf 7 wird nun eine gegenwärtig am
meisten bevorzugte Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung offenbart. Die Windturbine der 7 ist
eine so genannte Leeläufer-Turbine,
d. h. der Hauptrotor 10 der Windturbine befindet sich in
Windrichtung hinter dem Turm 14, der die drehbar angebrachte
Abtriebswelle 16 trägt,
auf welcher die zwei Blätter 12a, 12b über eine
Nabe 18 angebracht sind. Auf einer entfernten Position
jedes Blattes 12 befindet sich ein sekundärer Rotor 20.
Die sekundären
Rotoren sind vorzugsweise an der Spitze der Blätter 12 angebracht,
können
sich jedoch auch an anderen Positionen entlang der Ausdehnung der
Blätter
befinden. Wie in 8 gezeigt, befindet sich der
Rotor 22 des sekundären
Rotors 20 auf der Leeseite des Blatts, d. h. an der Hinterkante
des Blatts 12, wodurch die Energie im Spitzenwirbel vom sekundären Rotor
wiedergewonnen werden kann. Alternative kann sich der Rotor 22 des
sekundären
Rotors 20 auf der Luvseite befinden, d. h. an der Vorderkante
des Blatts 12; und in einer derartigen Konstellation befindet
sich der Rotor 22 nicht im Windschatten des Windes 12.
-
Die
Windturbine der 7 ist eine Strömungsabrissregulierte
Windkraftturbine, und die Blätter 12 sind daher
mit unveränderlichem
Pitchwinkel fest an der Nabe 18 angebracht. Weiterhin sind
die sekundären
Rotoren 20 so an den Blättern 12 angebracht,
dass der Winkel zwischen der Drehachse des Hauptrotors 10 und dem
Drehwinkel der Rotoren 22 unveränderlich ist. Weiterhin ist
der Pitchwinkel der Blätter
der Rotoren 22 unveränderlich.
-
In
Verbindung mit der vorliegenden Erfindung wird der im Folgenden
offenbarte sehr vorteilhafte Effekt erzielt. Wenn eine Leeläufer-Turbine
dem Wind ausgesetzt ist, entstehen Kräfte, die beginnen, die Blätter in eine
kegelförmige Winkelstellung
zu bringen. Diese kegelförmige
Winkelstellung bewirkt ein Moment in der Wurzel des Blatts 12,
welches entweder kompensiert werden muss, oder das Blatt 12 muss
in der Nabe in einer Weise unterstützt werden, dass das Moment
nicht aufgenommen werden kann. Entsprechend der vorliegenden Erfindung
sind an den entfernten Enden der Blätter sekundäre Rotoren 20 angebracht,
von denen jeder ein erhebliches Gewicht hat. Sobald eine geringe
kegelförmige
Winkelstellung auftritt, haben die Zentrifugalkräfte eine Luv-Komponente, die
auf die Blätter 12 einwirkt,
was die Kräfte,
die die kegelförmige
Winkelstellung verursachen, nahezu oder vollkommen ausgleicht. Dieser
Effekt kann so ausgenutzt werden, dass während des Betriebs der Windturbine
ein voreingestelltes Kegeln konstant oder im wesentlichen konstant
gehalten werden kann, was in dem Sinn wünschenswert ist, dass es dazu
beiträgt
sicherzustellen, dass die sekundäre Rotoren 20 während des
Betriebs der Windturbine den Turm 14 nicht berühren.
-
Wie
in 9 gezeigt, sind die Blätter 12a, 12b an
den Positionen 24a, 24b, 24c und 24d an
der Nabe 18 angebracht. Die Blätter sind auf eine flexibele
Weise an der Nabe angebracht, entweder durch Einbeziehen einer Federaktion
in den Halterungen 24 oder durch Verwenden einer Blattwurzel
mit geringer Biegefestigkeit (Flex-Beam) 26 wie in 9 gezeigt.
Weiterhin ermöglicht
die Nabe 18 eine Pendelbewegung des Hauptrotors 10.
-
Als
Alternative zu der in 9. offenbarten Nabenbaugruppe
könnten
die zwei Blätter 12 als
eine einteilige Komponenten mit Halterungsmitteln zum Befestigen
dieser Blattkonstruktion an der Welle 16 in einer Weise
ausgeführt
sein, die die Pendelbewegung des Hauptrotors 10 ermöglicht.
Bei einer derartigen Konstruktion ist es bevorzugt, in die Blattkonstruktion
in der Nähe
der Halterungsmittel einen oder mehrere Abschnitte zu integrieren,
die flexibler als der Rest der Blattkonstruktion sind, um die Winkelstellung
der Blätter
zu ermöglichen.
-
Jedes
Blatt umfasst einen Mantel mit der gewünschten aerodynamischen Form
der Blätter.
Der Mantel ist in dem Bereich bzw. in den Bereichen der Vorder- und/oder Hinterkante
verstärkt;
die Verstärkung
umfasst Fäden
aus Kevlarfasern, Kohlefasern oder dergleichen. Diese Fäden dienen
zur Verstärkung
der Blätter
und zur Aufnahme der Biegemomente, die aus den von den sekundären Rotoren 20 bewirkten
Gravitationskräften resultieren.
Dies bewirkt ein Verteilen der Zentrifugalkräfte entlang der gesamten Länge der
Blätter,
was den Ausgleich der von den Zentrifugalkräften in den Blättern bewirkten
longitudinalen Spannung erleichtert.
-
Der
bevorzugte Betriebsmodus der Windturbine ist dadurch charakterisiert,
dass das Verhältnis
zwischen der Spitzengeschwindigkeit des sekundären Rotors 20 und
der Spitzengeschwindigkeit des Hauptrotors 20 unter 3 gehalten
wird. Bei einem typischen Betriebsmodus beträgt die Spitzengeschwindigkeit
des Hauptrotors ca. 100 m/s und die Spitzengeschwindigkeit der sekundären Rotoren 20 maximal
300 m/s.
-
Die
Steuerung der Windturbine erfolgt durch Regelung der Last der Generatoren
der sekundären
Rotoren 20 auf folgende Weise:
- • wenn die
Drehzahl des Hauptrotors 10 eine vordefinierte Obergrenze überschreitet,
wird die Last der Generatoren verringert, um Erhöhen die Drehzahl der Rotoren 22 zu
erlauben, wodurch ein größerer Bremsschub
erzeugt wird, und
- • wenn
die Drehzahl des Hauptrotors 10 eine vordefinierte Untergrenze
unterschreitet, wird die Last der Generatoren erhöht, um Verringern
der Drehzahl der Rotoren 22 zu erlauben, wodurch ein geringerer
Bremsschub erzeugt wird.
-
Durch
eine derartige Steuerung des Betriebs der Windturbine wird eine
weitere vorteilhafte Wirkung erzielt, nämlich eine Sicherheitsbremse.
Das Sicherheitsbremsmerkmal wird durch freies Durchgehenlassen der
sekundären
Rotoren aktiviert, d. h. indem die Generatoren ohne Last laufen,
wodurch die sekundären
Rotoren schneller drehen, was zur Erzeugung eines sehr hohen Bremsschubs
führt,
wodurch die Drehbewegung des Hauptrotors zusammenbricht.
-
Weiterhin
ist diese Luftbremse potenziell ausfallsicher in dem Sinn, dass
wenn die Regelung eines oder mehrerer Generatoren ausfällt oder
anderen Generatorausfällen
auftreten, was bei einer herkömmlichen Windturbine
zu einer kontinuierlichen Steigerung der Drehzahl des Hauptrotors
führen
würde,
hier die Drehzahl der sekundären
Rotoren rapide steigt, wodurch schnell eine Bremskraft erzeugt wird.
-
Das
Ergebnis ist, dass die Drehzahl des Hauptrotors einer Windturbine
gemäß der vorliegenden
Erfindung begrenzt wird.
-
Die
Regelung der Last der Generatoren erfolgt auf bekannte Weise durch
Einsatz einer Regelungseinheit, die ein Geschwindigkeitssignal von
einer Messvorrichtung empfängt,
die auf der Windturbine angebracht ist und die Drehzahl des Hauptrotors 10 misst.
Ein Computer der Regelungseinheit vergleicht kontinuierlich die
Drehzahl des Hauptrotors, und wenn die Drehzahl außerhalb
des Sollbereichs liegt, wird die Last der Generatoren demgemäß geändert, zum
Beispiel durch eine Änderung
des Magnetisierungsstroms der Generatoren.
-
Dieser
Typ der Luftbremse kann ebenfalls auf die in 10 offenbarte
Weise implementiert werden, welche ein Blatt 12 offenbart.
In einem Hohlraum 70 des Blatts in der Nähe der Blattspitze
ist ein drehbarer Rotor 20 angebracht. Während des
Normalbetriebs, d. h. wenn kein Bremsen benötigt wird, ist der Hohlraum durch
Abdeckungen 72 verschlossen, von denen sich an jeder Seite
des Blatts 12 je eine befindet, die mit Scharnieren 74 am
Blatt 12 angebracht sind. Wenn Bremsen erforderlich ist,
werden diese Abdeckungen geöffnet,
und Luft, die den Hohlraum passiert, initiiert die Rotation des
Rotors 20. Nachdem die Rotation initiiert wurde, erhöht der Rotor
seine Drehzahl ziemlich schnell, was in der Erzeugung einer großen Bremsleistung resultiert.
Wenn die Bremsleistung nicht mehr benötigt wird, werden die Blätter 12 des
Rotors 20 an der Längsrichtung
des Blatts 12 ausgerichtet, und der Hohlraum wird durch
Anordnen der Abdeckungen 72 an ihren ursprünglichen
Position geschlossen.
-
Mit
Bezug auf 11 wird eine spezielle Ausführungsform
der Nabenbaugruppe 18 behandelt. Die Nabenbaugruppe ist
so ausgelegt, dass sie Ändern
des Anstellwinkels der Blätter
(Pitchen) ermöglicht.
Die Nabenbaugruppe kann jedoch leicht verändert werden, so dass keine
wesentliche Änderung
des Anstellwinkels der Blätter
möglich
ist. In dieser Ausführung
umfasst der Rotor 10 die Blätter 12a, b mit Vorder-
und Hinterkanten, eine Hauptwelle 35 und eine Pendelwelle 40.
Die Nabe 18 umfasst zwei Nabenhauptkomponenten 45a und 45b,
wobei sich die Nabenhauptkomponente 45b vom Scharnier 50a,
das in der Nähe
der Vorderkante 20 von Blatt 12a angebracht ist,
zu einem Scharnier 50d, das in der Nähe der Hinterkante 25 von
Flügel 15b angebracht
ist, erstreckt. Gleichermaßen
erstreckt sich die Nabenhauptkomponente 45a von einem Scharnier 50b,
das an der Hinterkante 25 von Blatt 12a angebracht
ist, zu einem Scharnier 50c, das an der Vorderkante 20 von
Blatt 12a angebracht ist.
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Die
zwei Nabenhauptkomponenten 45a und 45b sind durch
die Lager 53 mit der Pendelwelle verbunden, wodurch sich
die zwei Nabenhauptkomponenten 45a, b um die Längsrichtung
der Pendelwelle 40 drehen können. Die Pendelwelle 40 ist
wiederum durch ein Scharnier 57 mit der Hauptwelle 35 verbunden,
so dass sich die Pendelwelle um ihre Längsrichtung drehen kann.
-
Das
Scharnier 57, über
welches die Pendelwelle mit der Hauptwelle 35 verbunden
ist, kann in dieser Ausführungsform
der Erfindung entfallen, da die Lager, durch welche die Nabenhauptkomponenten 45a und 45b mit
der Pendelwelle verbunden sind, die Pendelbewegung des Rotors ermöglichen
können.
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Durch
den Weg des klappbaren Befestigung der Blätter 12a und b mit
der Abtriebswelle 35 kann der Rotor pendeln, und die Flügel können eine
Winkelstellung einnehmen und können
auch pitchen.
-
Weiterhin
wird der Pitchwinkel jedes der Blätter 12a und b aufgrund
der Nabanhauptkomponenten 45a und 45b synchron
eingestellt oder geregelt. Da diese Komponenten schwenkbar mit der
Pendelwelle 40 verbunden sind, bewirkt eine Rotation des
Blatts 12a um seine Längsrichtung
im Uhrzeigersinn, dass sich die Nabenhauptkomponente 45b um
die Längsrichtung
der Pendelwelle 40 dreht, was wiederum bewirkt, dass sich Blatt 12b aufgrund
der Kopplung der Blätter
durch die zweite Nabenhauptkomponente 45a ebenfalls im
Uhrzeigersinn um seine Längsrichtung
dreht. Es ist zu beachten, dass diese Beschreibung nur eine Möglichkeit der
Betrachtung der Dynamik der Interaktion zwischen den zwei Blättern 15a und
b darstellt, da es sich tatsächlich
um eine zyklische Interaktion in dem Sinn handelt, dass alle Aktionen
simultan erfolgen.
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Da
die Scharniere 50a, b und 50c, d eine kegelförmige Winkelstellung
der Blätter
ermöglichen,
muss ein Widerstand auf diese Scharniere ausgeübt werden, so dass die Blätter 12a,
b in der Lage sind, den Windkräften
zu widerstehen, die auf die Flügel
in einer Richtung, die normal zur Oberfläche der Flügel ist, ausgeübt werden;
andernfalls würde
die kegelförmige
Winkelstellung nur durch die aus der Rotation der Blätter 12a,
b resultierenden Zentrifugalkräfte
geregelt werden – auch
dies kann in bestimmten bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung
bevorzugt sein.
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Ein
derartiger Widerstand ist in der bevorzugten Ausführungsform
in 2 eine mit Bezugszeichen 55 bezeichnete
so genannte Blattwurzel mit geringer Biegefestigkeit (Flex-Beam),
die eine geeignete Steifheit bereitstellt und dem Blatt gleichzeitig
die kegelförmige
Winkelstellung ermöglicht.
Im Allgemeinen soltte die Blattwurzel mit geringer Biegefestigkeit
(Flex-Beam) 55 die kegelförmige Winkelstellung von 60–70° ermöglichen, um
den Schub des Rotors zu verringern, falls der Rotor bei starkem
Wind leeseitig geparkt wird.
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Zusätzlich kann
die Blattwurzel mit geringer Biegefestigkeit (Flex-Beam) 55 auch
so ausgelegt sein, dass sie den Pitch der Blätter regelt, und in diesem
Fall sollte der Flex-Beam in der Lage und ausgelegt sein, Torsion
zu widerstehen, da Torsion auf ihn wirkt, wenn die Blätter pitchen.
