RU2605478C2 - Лопасть ротора ветровой энергетической установки - Google Patents

Лопасть ротора ветровой энергетической установки Download PDF

Info

Publication number
RU2605478C2
RU2605478C2 RU2014145550/06A RU2014145550A RU2605478C2 RU 2605478 C2 RU2605478 C2 RU 2605478C2 RU 2014145550/06 A RU2014145550/06 A RU 2014145550/06A RU 2014145550 A RU2014145550 A RU 2014145550A RU 2605478 C2 RU2605478 C2 RU 2605478C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
rotor blade
profile
rotor
chord
butt
Prior art date
Application number
RU2014145550/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014145550A (ru
Inventor
Томас БОЛЕН
Original Assignee
Воббен Пропертиз Гмбх
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=48048066&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2605478(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Воббен Пропертиз Гмбх filed Critical Воббен Пропертиз Гмбх
Publication of RU2014145550A publication Critical patent/RU2014145550A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2605478C2 publication Critical patent/RU2605478C2/ru

Links

Images

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
    • F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor 
    • F03D1/06—Rotors
    • 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
    • F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor 
    • F03D1/06—Rotors
    • F03D1/065—Rotors characterised by their construction elements
    • F03D1/0675—Rotors characterised by their construction elements of the blades
    • 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
    • F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor 
    • F03D1/06—Rotors
    • F03D1/0608—Rotors characterised by their aerodynamic shape
    • F03D1/0633—Rotors characterised by their aerodynamic shape of the blades
    • 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
    • F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor 
    • F03D1/06—Rotors
    • F03D1/0608—Rotors characterised by their aerodynamic shape
    • F03D1/0633—Rotors characterised by their aerodynamic shape of the blades
    • F03D1/0641—Rotors characterised by their aerodynamic shape of the blades of the section profile of the blades, i.e. aerofoil profile
    • 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
    • F03D1/00—Wind motors with rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor 
    • F03D1/06—Rotors
    • F03D1/065—Rotors characterised by their construction elements
    • 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
    • F03D13/00—Assembly, mounting or commissioning of wind motors; Arrangements specially adapted for transporting wind motor components
    • F03D13/10—Assembly of wind motors; Arrangements for erecting wind motors
    • 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
    • F05B2240/302—Segmented or sectional blades
    • 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
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B10/00—Integration of renewable energy sources in buildings
    • Y02B10/30—Wind power
    • 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

Abstract

Изобретение касается лопасти (1) ротора ветровой энергетической установки, имеющей комель (4) лопасти ротора для присоединения лопасти (1) ротора к ступице ротора и расположенную на противоположной комлю (4) лопасти ротора стороне вершину лопасти ротора, а также ветровой энергетической установки, снабженной такими лопастями ротора. При этом относительная толщина (2) профиля, которая определена как отношение толщины (2) профиля к хорде (3) профиля, имеет локальный максимум в средней области (6) между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора. Изобретение направлено на создание лопасти ветровой энергетической установки с меньшей массой и большей жесткостью. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Изобретение касается лопасти ротора ветровой энергетической установки, а также ветровой энергетической установки.
Лопасти ротора для ветровых энергетических установок общеизвестны. Такие лопасти ротора имеют профиль, который учитывает особые аэродинамические требования. Обычно ветровая энергетическая установка имеет аэродинамический ротор, снабженный несколькими лопастями ротора. Такая ветровая энергетическая установка в качестве примера показана на фиг. 5. Аэродинамические свойства таких лопастей ротора являются решающими, так как они сильно влияют на работоспособность лопастей ротора и вместе с тем ветровой энергетической установки. Для повышения работоспособности лопастей ротора профили оптимизируются. Чтобы, например, в регионах с легким ветром, а именно, в частности, в местах, удаленных от моря, обеспечивать наибольшую возможную выработку электроэнергии, аэродинамические роторы имеют диаметр ротора, который может составлять более 80 метров. У таких больших ветровых энергетических установок и вместе с тем также очень больших лопастей ротора это приводит к высокому весу лопасти ротора. Большие и тяжелые лопасти ротора создают высокие нагрузки, которые воздействуют на ветровую энергетическую установку при эксплуатации. Кроме того, изготовление, а также транспортировка к соответствующим местам сооружения сложны и затруднительны. Но реализация лопасти ротора, состоящей из двух частей, которая была бы удобнее для транспортировки таких больших лопастей ротора, из-за возникающих нагрузок и дополнительно возникающего снижения прочности по месту разделения возможна только условно.
Немецкое ведомство по патентам и торговым маркам в приоритетной заявке рассмотрело следующий уровень техники: DE 102008052858 A1, DE 102008003411 A1, DE 10307682 A1, US 5474425 А и ЕР 2339171 А2.
Таким образом, в основе изобретения лежит задача устранить или уменьшить по меньшей мере одну из вышеназванных проблем, в частности предложить лопасть ротора, имеющую низкий вес при наибольшей возможной жесткости, посредством которой снижаются нагрузки на машинное отделение и башню и которая проста в транспортировке. Должно быть предложено по меньшей мере одно альтернативное решение.
Для решения этой задачи в соответствии с изобретением предлагается лопасть ротора по п. 1 формулы изобретения. Такая лопасть ротора ветровой энергетической установки имеет комель лопасти ротора для присоединения лопасти ротора к ступице ротора и расположенную на противоположной комлю лопасти ротора стороне вершину лопасти ротора. При этом относительная толщина профиля, которая определена как отношение толщины профиля к хорде профиля, имеет локальный максимум в средней области между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора. Под хордой профиля ниже понимается длина профиля, то есть расстояние между носиком профиля и задней кромкой профиля. Толщина профиля означает расстояние между верхней и нижней стороной профиля. Относительная толщина профиля имеет, таким образом, низкое значение при малой толщине профиля и/или большой хорде профиля.
Относительная толщина профиля между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора имеет локальный максимум. Локальный максимум находится в средней области между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора, предпочтительно в пределах от 30 до 60% общей длины лопасти ротора, измеренной от комля лопасти ротора к вершине лопасти ротора. При общей длине, равной, например, 60 метрам, локальный максимум находится, таким образом, в пределах предпочтительно от 18 метров до 36 метров. То есть относительная толщина профиля сначала, начиная от комля лопасти ротора, уменьшается, а затем в средней области снова возрастает до локального максимума, а именно до места, вокруг которого относительная толщина профиля не имеет более высокого значения. Локальный максимум в средней области лопасти ротора получается, в частности, за счет того, что хорда профиля, начиная от комля лопасти ротора, до средней области сильно уменьшается. Одновременно или альтернативно толщина профиля может увеличиваться или, соответственно, уменьшаться не так сильно, как хорда профиля. Благодаря этому достигается экономия материала, в частности между комлем лопасти ротора и средней областью, и вместе с тем снижение веса. Благодаря увеличению толщины профиля достигается высокая прочность лопасти ротора.
Было обнаружено, что уменьшение хорды профиля в средней области хотя и может приводить там к уменьшению допустимой нагрузки, но что, однако, одновременно достигается снижение веса лопасти ротора. Возможное ухудшение эффективности лопасти ротора принимается по необходимости для достижения более низкого веса. Но при этом в средней области при наилучшей возможной эффективности сильнее фокусируются на прочности и жесткости, а в крайней области сильнее фокусируются на высокой эффективности. Таким образом, предлагается профиль, у которого хорда профиля от средней области наружу в направлении вершины лопасти ротора уменьшается по меньшей мере менее сильно, чем в средней области.
Предпочтительно относительная толщина профиля локального максимума составляет от 35% до 50%, в частности от 40% до 45%. Обычно относительная толщина профиля у комля лопасти ротора начинается со значения от 100% до 40%. При этом значение, равное примерно 100%, означает, что толщина профиля примерно идентична хорде профиля. После этого значение монотонно уменьшается. В одном из предлагаемых изобретением вариантов осуществления значение, начиная от комля лопасти ротора, сначала уменьшается, пока оно не достигнет локального минимума. После локального минимума относительная толщина профиля испытывает подъем, пока она не составит примерно от 35% до 50%.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления лопасть ротора в средней области и/или в области локального минимума имеет хорду профиля, равную от 1500 мм до 3500 мм, в частности примерно 2000 мм. Если лопасть ротора в области комля лопасти ротора имеет хорду профиля, равную примерно 6000 мм, хорда профиля, таким образом, уменьшается до средней области и/или до области локального максимума примерно на треть.
В одном из особенно предпочтительных вариантов осуществления лопасть ротора состоит из первого и второго участка лопасти ротора и первый участок лопасти ротора содержит комель лопасти ротора, а второй участок лопасти ротора вершину лопасти ротора. Первый и второй участок лопасти ротора соединены друг с другом в месте разделения. При этом место разделения расположено в средней области между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора и/или в области локального максимума.
Благодаря тому что лопасть ротора состоит из двух участков лопасти ротора, транспортировка лопасти ротора к соответствующему месту установки ветровой энергетической установки значительно облегчается. Если место разделения находится в средней области, при диаметре ротора, равном свыше 80 метров, это означает, что, например, транспортироваться должны только лишь два участка лопасти ротора примерно по 40 метров каждый. Кроме того, в средней области и/или в области локального максимума относительной толщины профиля, в частности, хорда профиля при большой толщине профиля мала. Благодаря этому лопасть ротора в этом месте выполнена прочной. Возникающие вследствие места разделения дополнительные нагрузки, таким образом, в значительной степени амортизируются.
Предпочтительно лопасть ротора рассчитана на коэффициент быстроходности в пределах от 7 до 10, предпочтительно от 8 до 9. При этом коэффициент быстроходности определен как отношение окружной скорости на вершине лопасти ротора к скорости ветра. Высокие расчетные коэффициенты быстроходности приводят к высокому коэффициенту мощности и позволяют получить тонкие, быстро вращающиеся лопасти.
В другом варианте осуществления лопасть ротора в пределах от 90% до 95% общей длины лопасти ротора, измеренной от комля лопасти ротора к вершине лопасти ротора, имеет хорду профиля, которая соответствует примерно от 5% до 15%, в частности примерно 10% хорды профиля в области комля лопасти ротора.
Благодаря такой уменьшенной хорде профиля в области вершины лопасти ротора нагрузки действующие на машинное отделение и башню, в частности, аэродинамические нагрузки, снижаются. Предлагается по существу относительно тонкая лопасть ротора.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения лопасть ротора у комля лопасти ротора имеет хорду профиля, равную по меньшей мере 3900 мм, в частности в пределах от 4000 мм до 8000 мм, и/или в пределах от 90% до 95% общей длины, в частности около 90%, начиная от комля лопасти ротора, хорду профиля, равную максимум 1000 мм, в частности в пределах от 700 мм до 400 мм.
Предпочтительно лопасть ротора в средней области, в частности, при 50% общей длины лопасти ротора и/или в области локального максимума, имеет хорду профиля, которая соответствует примерно от 20% до 30%, в частности, примерно 25% хорды профиля в области комля лопасти ротора. Если, например, хорда профиля в области комля лопасти ротора составляет 6000 мм, хорда профиля в области локального минимума и/или в средней области соответствует только лишь 1500 мм. Благодаря этому быстрому уменьшению хорды профиля от комля лопасти ротора до средней области возникает тонкий профиль с низкими нагрузками, в частности аэродинамическими нагрузками. Эти нагрузки ниже, чем у других известных лопастей ротора. У известных профилей хорда лопасти ротора обычно уменьшается по существу линейно. Благодаря этому, в частности, между комлем лопасти ротора и средней областью хорда профиля больше, и вместе с тем также больше материала.
Кроме того, в соответствии с изобретением предлагается ветровая энергетическая установка, снабженная по меньшей мере одной лопастью ротора по меньшей мере по одному из приведенных выше вариантов осуществления. Такая ветровая энергетическая установка экономически эффективна благодаря по меньшей мере одной тонкой и быстро вращающейся лопасти ротора и благодаря высокому коэффициенту быстроходности и высокому коэффициенту мощности. Поэтому эта ветровая энергетическая установка пригодна, в частности, также для эксплуатации в области частичной нагрузки и/или для слабого ветра и вместе с тем также для мест, удаленных от моря. Ветровая энергетическая установка имеет предпочтительно три лопасти ротора.
Ниже изобретение поясняется подробнее на примерах осуществления со ссылкой на прилагаемые фигуры. При этом фигуры содержат частично упрощенные, схематичные изображения.
Фиг. 1: показано схематичное изображение лопасти ротора.
Фиг. 2: показано графическое изображение, на котором представлена относительная толщина профиля в зависимости от нормированного радиуса ротора.
Фиг. 3: показано графическое изображение, на котором представлена хорда в зависимости от радиуса.
Фиг. 4: показано графическое изображение, на котором представлена толщина в зависимости от радиуса.
Фиг. 5: показана ветровая энергетическая установка на виде в перспективе.
Фиг. 6: показана лопасть ротора на виде сбоку.
Фиг. 7: показана лопасть ротора с фиг. 6 на другом виде сбоку.
На фиг. 1 показано распределение разных геометрий профиля лопасти 1 ротора одного из вариантов осуществления. В лопасти 1 ротора на отдельных участках показаны толщины 2 профиля и хорды 3 профиля. Лопасть 1 ротора имеет на одном конце комель 4 лопасти ротора, а на другом, противоположном ему, конце соединительную область 5 для установки вершины лопасти ротора. У комля 4 лопасти ротора лопасть ротора имеет большую хорду 3 профиля. В соединительной области 5 хорда 3 профиля, напротив, намного меньше. Хорда профиля значительно уменьшается, начиная от комля 4 лопасти ротора, который также может называться комлем 4 профиля, до средней области 6. В средней области 6 может быть предусмотрено место разделения (здесь не изображено). От средней области 6 до соединительной области 5 хорда 3 профиля почти постоянна. Показанная лопасть 1 ротора предусмотрена для установки небольшой вершины лопасти ротора, которая составляет менее 1% длины показанной лопасти 1 ротора и которой поэтому здесь можно пренебречь.
На фиг. 2 показано графическое изображение, на котором для разных лопастей ротора ветровой энергетической установки соответственно нанесена относительная толщина профиля в зависимости от нормированного радиуса ротора. Относительная толщина профиля указана по оси ординат в процентах и изменяется шагами по 5% от 10% до 60%. На оси абсцисс соответственно указан нормированный радиус ротора от 0 до 1 шагами по 0,1. Причем этот радиус ротора относится соответственно к ротору, имеющему по меньшей мере одну смонтированную на ступице ротора лопасть ротора. Длина данной лопасти ротора распространяется от комля лопасти ротора к вершине лопасти ротора. Лопасть ротора начинается со своего комля лопасти ротора при значении, примерно равном 0,05 нормированного радиуса ротора, и заканчивается своей вершиной лопасти ротора при значении 1 нормированного радиуса ротора. В области вершины лопасти ротора это значение нормированного радиуса ротора примерно соответствует в процентном отношении длине упомянутой лопасти ротора. В частности, значение 1 нормированного радиуса ротора равно 100% длины лопасти ротора.
На графическом изображении видны всего шесть графиков. Эти графики представляют изменение относительной толщины профиля лопастей ротора разных известных и проектируемых ветровых энергетических установок фирмы Enercon GmbH. При этом график 100 показывает ветровую энергетическую установку с диаметром ротора, равным приблизительно 70 м (тип Е-70), график 102 ветровую энергетическую установку с диаметром ротора, равным приблизительно 82 м (тип Е-82), график 103 ветровую энергетическую установку с диаметром ротора, равным приблизительно 92 м (тип Е-92), график 104 ветровую энергетическую установку с диаметром ротора, равным приблизительно 101 м (тип Е-101), график 105 ветровую энергетическую установку с диаметром ротора, равным приблизительно 115 м (тип Е-115), и график 106 ветровую энергетическую установку с диаметром ротора, равным приблизительно 126 м (тип Е-126). Графики 100, 102, 104 и 106 показывают известный уровень техники, а графики 103 и 105 изменение относительной толщины профиля соответственно одного из примеров осуществления изобретения. По графикам можно видеть, что изменение относительной толщины профиля графиков 100 и 102 является по существу монотонно падающим. Графики 100 и 102 начинаются в области комля лопасти ротора, то есть при нормированном радиусе ротора, равном от 0,0 до 0,1, при относительной толщине профиля от 45% до 50%. Данные графики до нормированного радиуса ротора, равного 0,1, не имеют локальных максимумов или минимумов. Значения относительной толщины профиля постоянно уменьшаются.
График 103 по одному из вариантов осуществления начинается при относительной толщине профиля, равной примерно 55%, у комля лопасти ротора, т.е. соответственно примерно при нормированном радиусе ротора от 0 до 0,1, и затем сначала уменьшается до относительной толщины профиля, равной примерно 40%, при нормированном радиусе ротора, равном 0,3. После этого ход относительной толщины профиля возрастает, пока при нормированном радиусе ротора, равном 0,4, он не достигнет своего локального максимума примерно в 42%. Относительная толщина профиля при этом снова повышается на 2% до ее локального максимума. Локальный максимум находится в средней области лопасти ротора. Он имеет, таким образом, максимальное отклонение, составляющее более 1%. После этого относительная толщина профиля изменяется до нормированного радиуса ротора, равного 0,1, и вместе с тем до длины лопасти ротора, равной 100%, монотонно уменьшаясь до значения, равного примерно 15%.
Ход графика 105 другого варианта осуществления аналогичен ходу графика 103. Относительная толщина профиля начинается у комля лопасти ротора примерно при 45%, затем уменьшается при нормированном радиусе ротора, равном примерно 0,25, до значения, равного менее 40%, и после этого повышается. При нормированном радиусе ротора, равном примерно 0,45, значение относительной толщины профиля достигает локального максимума со значением, равным примерно 42%. Это соответствует повторному подъему, составляющему примерно 3%. Затем изменение относительной толщины профиля является по существу монотонно уменьшающимся, пока при относительной толщине профиля, равной примерно 0,8, не будет достигнуто значение, равное 15%. Дальнейший ход до вершины лопасти ротора остается примерно постоянным при 15%.
В противоположность графикам 100 и 102, графики 103 и 105 имеют локальный максимум в средней области. Локальный максимум возникает здесь вследствие уменьшения хорды профиля при одновременно меньшем уменьшении толщины профиля в этой области. Профиль, который получается при этом изменении относительной толщины профиля, представляет собой тонкую лопасть ротора, которая, в противоположность известным лопастям ротора, подвергается меньшим нагрузкам благодаря тому, что хорда профиля в зависимости от общей длины лопасти ротора, начиная от комля лопасти ротора, сначала быстро уменьшается. Вследствие этого снижаются также аэродинамические нагрузки и вместе с тем нагрузки, возникающие на машинном отделении. Кроме того, лопасть ротора, начиная со средней области, может иметь примерно постоянную толщину профиля. Благодаря этому лопасть ротора приобретает прочность. У известных лопастей ротора профиль имеет по существу трапецеидальную форму, которая на графическом изображении отличается монотонно падающим изменением относительной толщины.
Относительная толщина профиля графика 104 начинается у комля лопасти ротора при 44%. Относительная толщина профиля сначала уменьшается при нормированном радиусе, равном 0,1, до значения, равного приблизительно 42%. После этого она немного возрастает до нормированного радиуса ротора, равного 0,2, что соответствует примерно 15% длины лопасти ротора, до значения, равного приблизительно 42,5%. Правда, ход графика 104 имеет при этом локальный максимум, который, однако, не находится в средней области лопасти ротора и имеет еле заметный подъем. В частности, такой ход также плох для лопасти ротора, состоящей из двух частей, имеющей место разделения в средней области.
Предпочтительно также линейное изменение толщины от комля лопасти ротора к средней области, как оно показано на фиг. 4 на двух графиках. Такое линейное изменение, которого не имеет лопасть ротора графика 104, конструктивно предпочтительно. Такая лопасть ротора лучше в изготовлении и имеет более равномерный характер напряжений. Кроме того, можно ожидать более равномерной деформации при воздействии внешних нагрузок. Такое линейное изменение принципиально предпочтительно не только для показанных вариантов осуществления. Линейное измерение толщины предлагается в пределах от 5% до 25% общей длины лопасти ротора, предпочтительно от 5% до 35%, в частности, от комля лопасти ротора до средней области.
Изменение относительной толщины профиля графика 106 начинается в области комля лопасти ротора приблизительно при 52%. Затем до нормированного радиуса ротора, равного 0,2, это значение опускается примерно до 42,5%. После этого относительная толщина профиля остается практически постоянной или, соответственно, имеет незначительный подъем. Эта область может также называться седловым местом в математическом смысле. Начиная с радиуса ротора, равного примерно 0,3, относительная толщина профиля изменяется, строго монотонно уменьшаясь.
В области комля лопасти ротора изменение относительной толщины профиля показанных вариантов осуществления начинается не со 100%, как это происходило бы у других известных лопастей ротора. При этом хорда профиля и толщина профиля в области комля лопасти ротора практически идентичны. Более того, представленное изменение начинается между 40% и 55%. Это имеет аэродинамические преимущества, в частности, с точки зрения образования завихрений в области комля лопасти ротора, которое подавляется, по меньшей мере уменьшается благодаря такой форме профиля.
На фиг. 3 представлено графическое изображение, которое представляет хорду профиля, на этом графическом изображении упрощенно названную хордой, в миллиметрах в зависимости от радиуса ротора, на этом графическом изображении упрощенно названого радиусом, в миллиметрах. Хорда профиля показана шагами по 500 от 0 мм до 6000 мм. Радиус лопасти ротора показан шагами по 5000 от 0 мм до 60000 мм. На фиг. 3 можно видеть два графика 200 и 202, при этом график 200 изображает изменение хорды профиля одного из примеров осуществления изобретения. График 202 показывает ход графика другой лопасти ротора для сравнения. График 200 показывает изменение хорды профиля ветровой энергетической установки фирмы Enercon GmbH типа Е-115.
Два графика 200, 202 начинаются у комля лопасти ротора примерно с одной и той же хорды профиля. Хорда профиля лежит в пределах от 5500 мм до 6000 мм. После этого оба графика 200, 202 падают, пока они при радиусе от 20000 мм до 25000 мм не достигнут хорды профиля в пределах от 3000 мм до 3500 мм. После этого хорда профиля графика 200 уменьшается заметно больше, чем хорда профиля графика 202. Так, например, при радиусе, равном 25400 мм, хорда профиля графика 200 составляет уже только лишь 2500 мм, а хорда профиля графика 202 все еще 3000 мм. При радиусе, равном 35000 мм, хорда профиля графика 200 составляет только лишь примерно 1550 м, а хорда профиля другого графика 202 все еще 2500 мм. Только в области вершины лопасти, т.е. при радиусе в пределах от 55000 мм до 60000 мм, хорды профиля снова уменьшаются приблизительно вместе.
На фиг. 4 показано графическое изображение, на котором для хорд профиля фиг. 3 соответственно отображена толщина профиля, на этом графическом изображении упрощенно названная толщиной, в миллиметрах, в зависимости от радиуса ротора, на этом графическом изображении упрощенно названного радиусом, в миллиметрах. Толщина профиля отображается от 0 мм до 2800 мм шагами по 200 мм. Радиус представлен от 0 мм до 60000 мм шагами по 5000. Изображены два графика, причем первый график 300 представляет изменение толщины профиля одного из примеров осуществления изобретения, а график 302 - изменение толщины профиля другой лопасти ротора для сравнения. График 300 показывает изменение толщины профиля у лопасти ротора ветровой энергетической установки фирмы Enercon GmbH типа Е-115.
Лопасть ротора графика 200 или соответственно 300 на фиг. 3 и 4 имеет локальный максимум относительной толщины профиля в средней области между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора.
На фиг. 5 показана ветровая энергетическая установка 400, имеющая башню 402, которая сооружена на фундаменте 403. На верхнем, противоположном фундаменту 403 конце находится гондола 404 (машинное отделение), имеющая ротор 405, который состоит по существу из ступицы 406 ротора и установленных на ней лопастей 407, 408 и 409 ротора. Ротор 405 соединен с электрическим генератором внутри гондолы 404 для преобразования механической работы в электрическую энергию. Гондола 404 оперта с возможностью вращения на башню 402, фундамент 403 которой дает необходимую устойчивость.
На фиг. 6 показан вид сбоку лопасти 500 ротора одного из вариантов осуществления по всей ее длине 1, т.е. от 0% до 100%. Лопасть 500 ротора на одном конце имеет комель 504 лопасти ротора, а на другом, противоположном ему конце, вершину 507 лопасти ротора. Вершина 507 лопасти ротора в соединительной области 505 соединена с остальной частью лопасти ротора. У комля 504 лопасти ротора лопасть ротора имеет большую хорду профиля. В соединительной области 505 и у вершины 507 лопасти ротора хорда профиля, напротив, намного меньше. Хорда профиля значительно уменьшается, начиная от комля 504 лопасти ротора, который может также называться комлем 504 профиля, до средней области 506. В средней области 506 может быть предусмотрено место разделения (здесь не изображено). От средней области 506 до соединительной области 505 хорда профиля почти постоянна.
Лопасть 500 ротора в области комля 504 лопасти ротора имеет форму, состоящую из двух частей. При этом лопасть 505 ротора состоит из основного профиля 509, на котором в области комля 504 лопасти ротора установлен другой участок 508 для увеличения хорды лопасти 500 ротора. При этом участок 508, например, приклеен к основному профилю 509. Такая форма, состоящая из двух частей, проще в обращении при транспортировке к месту установки и проще в изготовлении.
Кроме того, на фиг. 6 можно видеть область 510 соединения со ступицей. Посредством области 510 соединения со ступицей лопасть 500 ротора присоединяется к ступице ротора.
На фиг. 7 показан другой вид сбоку лопасти 500 ротора с фиг. 6. Можно видеть лопасть 500 ротора, имеющую основной профиль 509, участок 508 для увеличения хорды лопасти ротора, среднюю область 506, комель 504 лопасти ротора и область 510 соединения со ступицей, а также область 505 соединения с вершиной 507 лопасти ротора. Вершина 507 лопасти ротора выполнена в виде так называемого винглета. Благодаря этому уменьшаются завихрения на вершине лопасти ротора.

Claims (9)

1. Лопасть (1) ротора ветровой энергетической установки, имеющая:
- комель (4) лопасти ротора для присоединения лопасти (1) ротора к ступице ротора и
- расположенную на противоположной комлю (4) лопасти ротора стороне вершину лопасти ротора,
при этом относительная толщина (2) профиля, которая определена как отношение толщины (2) профиля к хорде (3) профиля, имеет локальный максимум в средней области (6) между комлем лопасти ротора и вершиной лопасти ротора.
2. Лопасть (1) ротора по п. 1, отличающаяся тем, что относительная толщина (2) профиля локального максимума составляет от 35% до 50%, в частности от 40% до 45%.
3. Лопасть (1) ротора по одному из пп. 1 или 2, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора в области локального минимума имеет хорду профиля, равную от 1500 мм до 3500 мм, в частности примерно 2000 мм.
4. Лопасть (1) ротора по п. 1, отличающаяся тем, что
- лопасть (1) ротора состоит из первого и второго участка лопасти ротора, причем
- первый участок лопасти ротора содержит комель (4) лопасти ротора, а второй участок лопасти ротора вершину лопасти ротора, и
- первый и второй участок лопасти ротора соединены друг с другом в месте разделения,
при этом место разделения расположено в средней области (6) между комлем (4) лопасти ротора и вершиной лопасти ротора и/или в области локального максимума.
5. Лопасть (1) ротора по п. 1, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора рассчитана на коэффициент быстроходности в пределах от 7 до 10, предпочтительно от 8 до 9.
6. Лопасть (1) ротора по п. 1, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора в пределах от 90% до 95% общей длины лопасти ротора, измеренной от комля лопасти ротора к вершине лопасти ротора, имеет хорду (3) профиля, которая соответствует примерно от 5% до 15%, в частности примерно 10% хорды (3) профиля в области комля (4) лопасти ротора, и/или
что от 5% до 25% общей длины лопасти ротора, предпочтительно от 5% до 35%, в частности, от комля лопасти ротора до средней области, лопасть ротора имеет линейное изменение толщины.
7. Лопасть (1) ротора по п. 1, отличающаяся тем, что
лопасть (1) ротора у комля (4) лопасти ротора имеет хорду (3) профиля, равную по меньшей мере 3900 мм, в частности в пределах от 4000 мм до 8000 мм, и/или в пределах от 90% до 95% общей длины, в частности около 90%, начиная от комля (4) лопасти ротора, хорду (3) профиля, равную максимум 1000 мм, в частности в пределах от 700 мм до 400 мм.
8. Лопасть (1) ротора по п. 1, отличающаяся тем, что лопасть (1) ротора в средней области имеет хорду профиля, которая соответствует примерно от 20% до 30%, в частности примерно 25% хорды профиля в области комля (4) лопасти ротора.
9. Ветровая энергетическая установка, снабженная по меньшей мере одной лопастью (1) ротора по одному из пп. 1-8.
RU2014145550/06A 2012-04-13 2013-04-05 Лопасть ротора ветровой энергетической установки RU2605478C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102012206109.6A DE102012206109C5 (de) 2012-04-13 2012-04-13 Rotorblatt einer Windenergieanlage
DE102012206109.6 2012-04-13
PCT/EP2013/057262 WO2013153009A1 (de) 2012-04-13 2013-04-05 Rotorblatt einer windenergieanlage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014145550A RU2014145550A (ru) 2016-06-10
RU2605478C2 true RU2605478C2 (ru) 2016-12-20

Family

ID=48048066

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014145550/06A RU2605478C2 (ru) 2012-04-13 2013-04-05 Лопасть ротора ветровой энергетической установки

Country Status (19)

Country Link
US (1) US9759185B2 (ru)
EP (2) EP2836702B1 (ru)
JP (1) JP6122945B2 (ru)
KR (1) KR101780538B1 (ru)
CN (1) CN104246215B (ru)
AR (1) AR090648A1 (ru)
AU (1) AU2013247056B2 (ru)
CA (1) CA2869886C (ru)
CL (1) CL2014002720A1 (ru)
DE (1) DE102012206109C5 (ru)
DK (1) DK2836702T3 (ru)
ES (1) ES2662498T3 (ru)
IN (1) IN2014DN09422A (ru)
MX (1) MX356610B (ru)
NZ (1) NZ701728A (ru)
PT (1) PT2836702T (ru)
RU (1) RU2605478C2 (ru)
TW (1) TWI518241B (ru)
WO (1) WO2013153009A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB201109412D0 (en) * 2011-06-03 2011-07-20 Blade Dynamics Ltd A wind turbine rotor
DE102016201114A1 (de) * 2016-01-26 2017-07-27 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt einer Windenergieanlage und Windenergieanlage
CN105840414B (zh) * 2016-03-22 2019-01-22 西北工业大学 一族适用于5-10兆瓦风力机叶片的翼型
DE102016110510A1 (de) * 2016-06-07 2017-12-07 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt einer Windenergieanlage
DE102017124861A1 (de) * 2017-10-24 2019-04-25 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt einer Windenergieanlage und Verfahren zu dessen Auslegung
DE102018103732A1 (de) 2018-02-20 2019-08-22 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt für eine Windenergieanlage und Verfahren
US11781522B2 (en) 2018-09-17 2023-10-10 General Electric Company Wind turbine rotor blade assembly for reduced noise
US20200088161A1 (en) * 2018-09-17 2020-03-19 General Electric Company Wind Turbine Rotor Blade Assembly for Reduced Noise
WO2020075882A1 (ko) * 2018-10-10 2020-04-16 에스투원 주식회사 과학 수사 장치
EP3763937A1 (de) 2019-07-11 2021-01-13 FlowGen Development & Management GmbH Rotorblatt für eine windenergieanlage und windenergieanlage
DE102019119027B4 (de) 2019-07-12 2022-04-28 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt und Windenergieanlage
EP3855014A1 (de) 2020-01-22 2021-07-28 Nordex Energy SE & Co. KG Geteiltes rotorblatt einer windenergieanlage sowie rotorblattsegment
EP4305295A1 (en) * 2021-03-10 2024-01-17 Vestas Wind Systems A/S A wind turbine blade

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19963086C1 (de) * 1999-12-24 2001-06-28 Aloys Wobben Rotorblatt für eine Windenergieanlage
EP1978245A1 (en) * 2007-04-04 2008-10-08 Siemens Aktiengesellschaft Optimised layout for wind turbine rotor blades
RU2359151C1 (ru) * 2008-02-26 2009-06-20 Валерий Владимирович Салов Ветродвигатель
WO2010086297A2 (en) * 2009-01-27 2010-08-05 Vestas Wind Systems A/S A sectional wind turbine blade

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1070262A (fr) 1952-02-02 1954-07-21 Chantiers De France Atel Pale creuse de rotor à pas variable, notamment pour rotors de moteurs à vent
FR1187166A (fr) 1957-11-14 1959-09-08 Perfectionnements apportés aux machines à pales, notamment aux éoliennes
CA1243993A (en) * 1983-07-04 1988-11-01 Westland Plc Helicopter rotor blade
GB2265672B (en) * 1992-03-18 1995-11-22 Advanced Wind Turbines Inc Wind turbines
DE4225491C1 (de) 1992-07-30 1993-10-21 Mannesmann Ag Vorrichtung zum Entleeren von Behältern
US5562420A (en) * 1994-03-14 1996-10-08 Midwest Research Institute Airfoils for wind turbine
DE10307682A1 (de) 2002-06-05 2004-01-08 Aloys Wobben Rotorblatt einer Windenergieanlage
ES2375564T3 (es) 2004-06-30 2012-03-02 Vestas Wind Systems A/S Aspas de turbinas eólicas constituidas por dos secciones separadas.
US7883324B2 (en) * 2007-01-09 2011-02-08 General Electric Company Wind turbine airfoil family
CN101059119B (zh) 2007-06-05 2010-08-04 江苏新誉风力发电设备有限公司 兆瓦级风力发电设备的风轮叶片
US8282368B2 (en) 2007-08-22 2012-10-09 Ford Global Technologies, Llc Check valve
DE102008052858B9 (de) * 2008-10-23 2014-06-12 Senvion Se Profil eines Rotorblatts und Rotorblatt einer Windenergieanlage
EP2253836A1 (en) 2009-05-18 2010-11-24 Lm Glasfiber A/S Wind turbine blade
DE102009060650A1 (de) 2009-12-22 2011-06-30 Keller, Walter, 66994 Aeroakustisches Rotorblatt für eine Windkraftanlage sowie damit ausgestattete Windkraftanlage
DE102010027267A1 (de) 2010-07-15 2011-04-28 Daimler Ag Adaptionsverfahren
DK3835571T3 (da) * 2010-07-16 2023-12-04 Lm Wind Power As Vindmøllevinge med smal skulder og relative tykke bæreplansprofiler
JP5479388B2 (ja) * 2011-02-28 2014-04-23 三菱重工業株式会社 風車翼およびこれを備えた風力発電装置
GB201109412D0 (en) 2011-06-03 2011-07-20 Blade Dynamics Ltd A wind turbine rotor

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19963086C1 (de) * 1999-12-24 2001-06-28 Aloys Wobben Rotorblatt für eine Windenergieanlage
EP1978245A1 (en) * 2007-04-04 2008-10-08 Siemens Aktiengesellschaft Optimised layout for wind turbine rotor blades
RU2359151C1 (ru) * 2008-02-26 2009-06-20 Валерий Владимирович Салов Ветродвигатель
WO2010086297A2 (en) * 2009-01-27 2010-08-05 Vestas Wind Systems A/S A sectional wind turbine blade

Also Published As

Publication number Publication date
TWI518241B (zh) 2016-01-21
JP6122945B2 (ja) 2017-04-26
CN104246215A (zh) 2014-12-24
JP2015513039A (ja) 2015-04-30
DK2836702T3 (en) 2018-02-12
US20150064017A1 (en) 2015-03-05
IN2014DN09422A (ru) 2015-07-17
KR20150002790A (ko) 2015-01-07
PT2836702T (pt) 2018-02-22
TW201405006A (zh) 2014-02-01
RU2014145550A (ru) 2016-06-10
CL2014002720A1 (es) 2015-01-16
AU2013247056B2 (en) 2016-08-04
MX356610B (es) 2018-06-06
WO2013153009A1 (de) 2013-10-17
EP2836702B1 (de) 2018-01-03
DE102012206109C5 (de) 2022-06-09
MX2014012210A (es) 2014-11-10
CA2869886C (en) 2018-08-28
CA2869886A1 (en) 2013-10-17
DE102012206109B3 (de) 2013-09-12
AU2013247056A1 (en) 2014-11-27
ES2662498T3 (es) 2018-04-06
EP3330530C0 (de) 2023-12-20
EP2836702A1 (de) 2015-02-18
AR090648A1 (es) 2014-11-26
NZ701728A (en) 2016-02-26
EP3330530A1 (de) 2018-06-06
KR101780538B1 (ko) 2017-09-21
US9759185B2 (en) 2017-09-12
CN104246215B (zh) 2018-05-25
EP3330530B1 (de) 2023-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2605478C2 (ru) Лопасть ротора ветровой энергетической установки
JP5479388B2 (ja) 風車翼およびこれを備えた風力発電装置
US8303250B2 (en) Method and apparatus for increasing lift on wind turbine blade
US9366224B2 (en) Wind turbine blade and method of fabricating the same
US8915714B2 (en) Wind turbine and wind turbine blade
US20110142677A1 (en) Winglet for wind turbine rotor blade
AU2013231165B2 (en) Noise reduction tab and method for wind turbine rotor blade
US20120027588A1 (en) Root flap for rotor blade in wind turbine
US9416771B2 (en) Method for controlling loads in a wind turbine
US20100166556A1 (en) Partial arc shroud for wind turbine blades
EP2863052B1 (en) Wind turbine rotor and wind turbine
US9797368B2 (en) Wind turbine with low induction tips
US20130236327A1 (en) Advanced aerodynamic and structural blade and wing design
JP5433554B2 (ja) 風車翼およびこれを備えた風力発電装置ならびに風車翼の設計方法
US20130064677A1 (en) Rotor blade assembly for wind turbine

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210406