RU2716944C1 - Роторная лопасть ветроэнергетической установки - Google Patents

Роторная лопасть ветроэнергетической установки Download PDF

Info

Publication number
RU2716944C1
RU2716944C1 RU2018145050A RU2018145050A RU2716944C1 RU 2716944 C1 RU2716944 C1 RU 2716944C1 RU 2018145050 A RU2018145050 A RU 2018145050A RU 2018145050 A RU2018145050 A RU 2018145050A RU 2716944 C1 RU2716944 C1 RU 2716944C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
blade
rotor
relative
radius
profile
Prior art date
Application number
RU2018145050A
Other languages
English (en)
Inventor
Ральф МЕССИНГ
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
Application filed by Воббен Пропертиз Гмбх filed Critical Воббен Пропертиз Гмбх
Application granted granted Critical
Publication of RU2716944C1 publication Critical patent/RU2716944C1/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
    • 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
    • F03D1/0608—Rotors characterised by their aerodynamic shape
    • F03D1/0633—Rotors characterised by their aerodynamic shape of the blades
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F05B2240/301—Cross-section characteristics
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (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)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Изобретение относится к роторной лопасти аэродинамического ротора ветроэнергетической установки. Роторная лопасть аэродинамического ротора ветроэнергетической установки с осью вращения ротора и внешним радиусом, содержащая комель лопасти для крепления на ступице ротора, концевую часть лопасти, обращенную от комля лопасти, продольную ось лопасти, проходящую от комля лопасти к концевой части лопасти, переднюю кромку лопасти, направленную вперед относительно направления движения роторной лопасти, заднюю кромку лопасти, направленную назад относительно направления движения роторной лопасти, и сечения профиля, изменяющиеся вдоль продольной оси лопасти, причем каждое сечение профиля имеет проходящую от передней кромки лопасти к задней кромке лопасти хорду профиля, и каждая хорда профиля имеет угол установки как угол по отношению к плоскости ротора, причем этот угол установки от комля лопасти к концевой части лопасти сначала уменьшается во внутренней области лопасти, обращенной к комлю лопасти, снова возрастает в средней области лопасти и снова уменьшается в области концевой части лопасти, обращенной к концевой части лопасти, при этом угол установки возрастает в средней области лопасти, имеющей относительный радиус в диапазоне от 35% до 60% относительно внешнего радиуса. Изобретение направлено на оптимизацию веса и характеристик отрыва потока для роторных лопастей. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Данное изобретение касается роторной лопасти ротора ветроэнергетической установки. Далее, данное изобретение касается соответствующего ротора ветроэнергетической установки. Кроме того, данное изобретение касается соответствующей ветроэнергетической установки.
Ветроэнергетические установки широко известны, и в настоящее время наиболее часто встречающимся типом ветроэнергетических установок является так называемая ветроэнергетическая установка с горизонтальной осью вращения. У такой ветроэнергетической установки ротор с роторными лопастями, расположенными, по существу, в плоскости ротора, вращается, по существу, вокруг горизонтальной оси вращения. Как правило ветроэнергетические установки рассчитываются на среднюю скорость ветра, причем длина, соответственно, радиус роторных лопастей, а также средняя скорость ветра в месте установки ветроэнергетической установки находятся во взаимосвязи с мощностью, вырабатываемой этой ветроэнергетической установкой.
Специалисты обозначают положение на роторной лопасти в продольной оси роторной лопасти как радиус соответствующего положения относительно внешнего радиуса ротора. Благодаря этому соответствующее положение на роторной лопасти может быть указано как радиус со значением в диапазоне от 0 до 1. Использование радиуса для описания положения вдоль роторной лопасти основано на том, что роторные лопасти для их применения по прямому назначению предназначены для монтажа на роторе ветроэнергетической установки. Роторные лопасти, таким образом, всегда жестко связаны с ротором, так что использование радиуса привлекается в качестве эталонной величины. Нормированный радиус в центре ротора, т.е. на оси вращения ротора имеет значение 0 (ноль). На концевой части лопасти, которая характеризуется точкой ротора, лежащей дальше всего снаружи, нормированный радиус имеет значение 1 (один).
Чтобы сделать экономически привлекательными места с небольшими средними скоростями ветра, постоянно увеличивают длины, соответственно, радиусы роторных лопастей во вновь разрабатываемых ветроэнергетических установках. При проектировании роторной лопасти для ветроэнергетической установки геометрией роторной лопасти в сочетании с профилями задаются аэродинамические свойства роторной лопасти. Важными геометрическими параметрами проекта роторной лопасти являются хорда лопасти, толщина лопасти, получающаяся отсюда относительная толщина лопасти, а также геометрический угол установки. Аэродинамические свойства роторной лопасти, по существу, зависят от формы, т.е. от геометрии профиля роторной лопасти. Сечение профиля характеризует при этом вертикальное сечение роторной лопасти относительно продольной оси роторной лопасти. Из-за окружной скорости, изменяющейся с радиусом роторной лопасти, и тем самым, также изменяющегося угла набегания целесообразно изменять и форму сечения профиля с радиусом, становящимся все больше, т.е. согласовывать с изменяющейся окружной скоростью.
Такой профиль в направлении движения, т.е. в окружном направлении роторной лопасти имеет переднюю кромку профиля и заднюю кромку профиля, обращенную к передней кромке профиля. Передняя кромка профиля, которая может обозначаться также как носок профиля, характеризуется радиусом передней кромки, который обозначается как радиус носка, причем задняя кромка профиля обычно сходится в острый угол. Соединительная прямая от передней кромки профиля до задней кромки профиля называется хордой профиля. Расстояние от передней кромки профиля до задней кромки профиля называется глубиной профиля.
Наибольшая протяженность между верхней стороной профиля, стороной всасывания и нижней стороной профиля, напорной стороной, называется толщиной профиля. Отношение толщины профиля к глубине профиля обозначается как относительная толщина профиля. Эта относительная толщина профиля получается большой, если профиль имеет большую толщину и/или небольшую глубину.
В рабочем режиме воздух обтекает профиль. При этом результирующее направление, с которого воздух попадает на переднюю кромку профиля, обозначается как направление набегания. Это результирующее направление складывается из окружной скорости профиля и скорости ветра, попадающего на ветроэнергетическую установку, и направления ветра. Угол между хордой профиля и направлением набегания при этом обозначается как установочный угол профиля.
Профиль рассчитывается в отношении определенного рабочего диапазона, в котором этот профиль должен работать. Рабочий диапазон при этом характеризуется в том числе ожидаемой скоростью набегания потока. Расчет профиля производится также и в отношении максимального установочного угла. Поскольку вследствие более высокой окружной скорости это результирующее направление набегания потока и его скорость меняются, то меняется из-за этого и установочный угол профиля. Локальный установочный угол устанавливает, наконец, локальные подъемную силу и сопротивление роторной лопасти. Прежде всего, следует обращать внимание на то, что локальный установочный угол в любом рабочем режиме ветроэнергетической установки меньше, чем локальный положительный угол срыва потока, при котором обычно подъемная сила сильно падает, а сопротивление значительно возрастает, и тем самым аэродинамические показатели заметно ухудшаются.
Под положительным срывом потока понимается состояние потока, при котором при положительных эффективных установочных углах отрывается поток со стороны всасывания профиля. Этот отрыв при корректно рассчитанных профилях начинается на задней кромке профиля и по мере возрастания эффективных установочных углов перемещается в направлении передней кромки профиля. Это состояние потока можно предотвратить посредством расчета роторной лопасти, в частности, за счет подходящего выбора угла установки для каждого режима эксплуатации ветроэнергетической установки.
Посредством закрутки роторной лопасти угол установки приводится в соответствие с условиями обтекания. Угол установки при этом понимается как угол между хордой профиля и плоскостью ротора в нерабочем состоянии.
Современные ветроэнергетические установки имеют так называемые устройства для регулирования угла атаки, с помощью которых установочный угол профиля во время работы может быть изменен, причем вся роторная лопасть поворачивается вокруг продольной оси роторной лопасти. Проще говоря, с помощью таких устройств для регулирования угла атаки изменяется угол установки роторной лопасти.
При увеличении длины, соответственно, радиуса роторной лопасти должны также согласовываться и механические свойства, чтобы, например, обеспечивалась достаточная жесткость роторной лопасти, которая оказывает влияние на аэродинамические свойства роторной лопасти. Простое усиление роторной лопасти ведет, однако, к значительному увеличению веса роторной лопасти.
Немецкое патентное ведомство при проведении информационного решерша по приоритетной заявке выявило следующие публикации, раскрывающие уровень техники: DE 10 2008 052 858 A1, DE 10 2009 060 650 A1, US 2014/0119915 A1, US 2014/0286787 A1, EP 0 100 131 A1 и EP 2 840 255 A2.
Таким образом, в основу данного изобретения положена задача решения по меньшей мере одной из вышеуказанных проблем. В частности, предлагается решение для оптимизации веса и характеристики отрыва потока для длинных роторных лопастей. По меньшей мере предложено альтернативное решение для существующих роторных лопастей.
Согласно изобретению предлагается роторная лопасть согласно независимому пункту 1 формулы изобретения.
Такая роторная лопасть аэродинамического ротора ветроэнергетической установки с осью вращения ротора и внешним радиусом содержит, таким образом, комель лопасти для крепления на ступице ротора, концевая часть лопасти, обращенная от комля лопасти, продольную ось лопасти, проходящую от комля лопасти к концевой части лопасти, переднюю кромку лопасти, направленную вперед относительно направления движения роторной лопасти, заднюю кромку лопасти, направленную назад относительно направления движения роторной лопасти, и сечения профиля, изменяющиеся вдоль продольной оси лопасти, причем каждое сечение профиля имеет проходящую от передней кромки лопасти до задней кромки лопасти хорду профиля, и каждая хорда профиля имеет угол установки как угол по отношению к плоскости ротора, причем угол установки от комля лопасти к концевой части лопасти сначала падает во внутренней области лопасти, обращенной к комлю лопасти, снова возрастает в средней области лопасти, и снова падает в области концевой части лопасти, обращенной к концевой части лопасти. При этом и в последующем описании изобретения угол установки базируется на режиме эксплуатации с нерегулируемым углом атаки, т.е. на режиме эксплуатации, при котором роторные лопасти не повернуты относительно направления ветра. Такой режим эксплуатации имеет место, в частности, в режиме эксплуатации при неполной нагрузке.
К тому же, лопасть может иметь у комля лопасти большой угол установки, значение которого может составлять 60°, (просто как пример). Этот угол установки в таком случае сначала все больше уменьшается к концевой части лопасти. Но еще до достижения концевой части лопасти, а именно в средней области лопасти, угол установки снова возрастает. В сечениях профиля, которые расположены еще дальше к концевой части лопасти, угол установки снова падает, пока он вблизи концевой части лопасти или на концевая часть лопасти не достигнет своего наименьшего значения.
Роторная лопасть закручена, в частности, потому, что путевая скорость каждой точки на роторной лопасти, т.е. и каждого сечения профиля по мере возрастания расстояния от оси вращения увеличивается, и за счет этого локальное направление набегания потока по мере возрастания расстояния от оси вращения непрерывно изменяется. За счет закрутки установочный угол может удерживаться максимально постоянным по всему радиусу.
Было установлено, однако, что предпочтительно удерживать этот установочный угол постоянным не по всему радиусу ротора. При этом было установлено, что важно избегать отрыва потока. Отрыв потока зависит, однако, и от профиля, соответственно, от сечения профиля. В частности, в целом было признано, что толстые профили могут быть склонны к отрыву потока уже при меньших установочных углах, чем это имеет место для более тонких профилей. Для толстых профилей может быть поэтому целесообразно предусматривать меньшие установочные углы, чем для более тонких профилей.
На основании этого было предложено, чтобы угол установки снова возрастал в средней области лопасти, и за счет этого локально уменьшался установочный угол. Было установлено, что угол установки, отходящий от оси вращения, сначала падает по мере увеличения расстояния от оси вращения, чтобы учитывать увеличение путевой скорости. В средней области лопасти тогда может, однако, выбираться настолько маленький установочный угол, что он достигается лишь за счет увеличения угла установки. При еще большем расстоянии от оси вращения снова выбирается больший установочный угол, и/или снова сильнее учитывается увеличение путевой скорости, так что угол установки снова выбирается меньшим.
В основе этого лежит также понимание, что конструктивные свойства роторной лопасти, в частности, масса роторной лопасти и, тем самым, нагрузка, воздействующая на ветроэнергетическую установку, может быть уменьшена, если профили с большой относительной толщиной профиля сдвигаются дальше наружу в направлении концевой части лопасти, т.е. роторная лопасть в средней области лопасти и/или в области концевой части лопасти на отдельных участках имеет сравнительно большую относительную толщину профиля.
Особенно за счет смещения толщины профиля наружу в направлении к концевой части лопасти могут получаться описанные результаты, заключающиеся в том, что отрыв потока может наступить уже при небольшом установочном угле. Наступление отрыва потока при толстых профилях в средней области лопасти может предотвращаться за счет предлагаемого характера изменения угла установки. В частности, отрывы потока на задней кромке, которые имеют место в испытывающих нагрузку и чувствительных к шуму областях, могут предотвращаться предлагаемым решением, тогда как одновременно может быть создана более легкая, в частности, при этом бόльшая лопасть.
Кроме того, было признано, что, например, для рабочих режимов с пониженной номинальной частотой вращения для режима эксплуатации установки при пониженном шуме максимальный необходимый угол атаки всей роторной лопасти может быть уменьшен, если угол установки увеличен лишь в одной частичной области. А именно, если угол установки в критической области, в которой в первую очередь следует ожидать отрыв потока, изменяется так, что там уже не так легко рассчитывать на отрыв потока, то всю роторную лопасть в целом нужно устанавливать под меньшим углом атаки. В противном случае именно эта критическая область определяет максимальный необходимый угол атаки всей лопасти. Предлагаемая изобретением роторная лопасть, таким образом, в средней области имеет подъем угла установки, чтобы уменьшить эффективный установочный угол в рабочем режиме. К концевой части лопасти относительная толщина профиля снова уменьшается, так что и угол установки может быть меньше. Таким образом, согласно изобретению получается характер изменения угла установки, при котором угол установки в комлевой области лопасти большой и сначала падает вдоль продольной оси лопасти, затем в одной области снова возрастает, и затем снова падает. Отрыв поток на роторной лопасти в рабочем режиме благодаря такому предлагаемому изобретением характеру изменения угла установки предотвращается также и в средней области с увеличенной относительной толщиной лопасти.
Другой вариант выполнения роторной лопасти предлагает, что по меньшей мере на отдельных участках в области более 60% относительно внешнего радиуса, сечения профиля имеют относительную толщину профиля более 0,25. За счет смещения высоких значений относительной толщины профиля в направлении области концевой части лопасти достигается улучшение роторной лопасти в отношении веса и массы, и структурных свойств. Таким образом можно реализовать длинные роторные лопасти с особенно небольшим весом, причем одновременно предотвращается отрыв потока на роторной лопасти, в частности, в средней области с увеличенной относительной толщиной лопасти. Тем самым, за счет предлагаемого этим решением характера изменения угла установки может быть реализован сравнительно толстый профиль и вне указанных 60% ротора. Благодаря этому может быть реализована сравнительно длинная роторная лопасть.
Один вариант выполнения роторной лопасти предусматривает, что угол установки возрастает в средней области лопасти от 35% до 60% внешнего радиуса. За счет смещения больших значений относительной толщины профиля в направлении областей большего радиуса в этих областях с большой относительной толщиной профиля уменьшаются предельные установочные углы, т.е. максимально допустимые установочные углы для этого сечения профиля. Увеличение угла установки противодействует этому эффекту. С увеличением угла установки профилей эффективный установочный угол в рабочем режиме уменьшается. Благодаря этому предотвращается отрыв потока в этой области. За счет этого в области от 35% до 60% может получаться участок роторной лопасти большей толщины, чтобы таким образом выполнить длинную роторную лопасть с хорошей несущей структурой и сравнительно небольшим весом. За счет этого может быть достигнуто конструктивное улучшение по сравнению с обычной роторной лопастью, которая в противном случае в этой средней области уже выполнена очень тонкой.
Тем самым, здесь эта средняя область лопасти проходит примерно в радиусе от 35% до 60% от внешнего радиуса. Было установлено, что увеличение угла установки в этой области может скомпенсировать эффекты, которые возникают вследствие смещения больших значений относительной толщины профиля в области больших радиусов лопасти. Дополнительно было установлено, что повышение относительной толщины профиля за эту область радиусов дает преимущества для структурных, соответственно, механических свойств, особенно для удлиненной роторной лопасти. При этом было установлено, что в области от 35% до 80% может достигаться структурное улучшение за счет использования толстых профилей. Для этого в указанной области от 35% до 60% предлагается повышение угла установки, которое не нужно доводить вплоть до 80%. Благодаря этому там достигается высокая прочность при небольшом весе. Утолщение роторной лопасти может предотвращаться в области, лежащей дальше снаружи, а именно для положений свыше 80%. За счет смещения высоких значений относительной толщины в область радиусов от 35% до 80% вследствие этого может уменьшаться масса роторной лопасти по сравнению с просто удлиненными роторными лопастями с повышенной жесткостью. Бόльшая толщина профиля вызывает, однако, также уменьшение максимально допустимого установочного угла в этой области перед тем, как произойдет отрыв потока. Поэтому предусмотрено увеличение угла установки в этой области, чтобы таким образом уменьшить эффективный установочный угол во время работы для предотвращения отрыва потока.
В одном варианте выполнения предлагаемой изобретением роторной лопасти угол установки в области между 35% и 80% относительно внешнего радиуса имеет локальный максимум. Локальный максимум отражает подъем угла установки в средней области лопасти и делает возможной большую относительную толщину профиля в областях больших радиусов. В этой области локального максимума может получаться соответственно толстый профиль и тем самым структурно мощная область.
Другой вариант выполнения роторной лопасти предлагает, чтобы угол установки в области между 80% и 100% относительно внешнего радиуса имел локальный, в частности, абсолютный минимум. Относительная толщина профиля от средней области лопасти убывает в направлении к концевой части лопасти, так что профили к концевой части лопасти снова становятся тоньше. Тонкие профили делают возможным большой максимальный установочный угол. За счет этого угол установки в направлении к концевой части лопасти после прохождения максимума может убывать и в области концевой части лопасти иметь локальный и/или абсолютный минимум. Поэтому хорды профилей вблизи концевой части лопасти могут иметь небольшой угол по отношению к плоскости ротора. Предпочтительно локальный максимум и локальный минимум находятся друг от друга на расстоянии по меньшей мере 15%, чтобы создавать непрерывный, соответственно, постепенный переход.
Согласно другому варианту выполнения предлагается, что углы установки хорд профилей положительны по всей длине роторной лопасти соответственно, по радиусу, а именно относительно плоскости ротора, которая используется здесь как опорная величина. За счет того, что угол установки в средней области лопасти снова поднимается, последующие в направлении концевой части области роторной лопасти тоже имеют больший угол установки, чем известный из уровня техники. Кривая изменения угла установки снова возрастает по радиусу в средней области лопасти, так что он по всему радиусу ротора положителен.
В одном варианте выполнения роторной лопасти угол установки в области между 30% и 40% относительно внешнего радиуса составляет 4°, а в области между 45% и 60% относительно внешнего радиуса составляет 5°, и в области между 85% и 95% относительно внешнего радиуса составляет примерно 1°. Такое особое выполнение позволяет делать роторную лопасть длинной и легкой. Вследствие больших значений относительной толщины лопасти в области бόльших радиусов эта роторная лопасть все-таки прочная. Угол установки рассчитан так, что в рабочем режиме никаких отрывов потока на задней кромке профиля не происходит, что в противном случае привело бы к снижению выхода и увеличению шума ветроэнергетической установки.
В одном варианте выполнения роторной лопасти внутренняя область лопасти тянется примерно до радиуса на 35% внешнего радиуса. Эта внутренняя область лопасти характеризует область, в которой угол установки падает от комля лопасти в направлении концевой части лопасти. За счет этого увеличение окружной скорости в этой области компенсируется по мере увеличения радиуса. Таким образом, по существу, в этой области установочный угол профилей остается постоянным.
Предпочтительно роторная лопасть характеризуется тем, что отношение угла установки при положении радиуса примерно на 60% к углу установки при положении радиуса на 40% составляет более 1,2, предпочтительно более 1,5, в частности, более 2. Таким образом, имеет место заметное увеличение угла установки примерно при 60% по сравнению с положением радиуса на 40%. Было установлено, что за счет этого может достигаться благоприятный переход от области первого локального минимума угла установки к локальному максимуму и затем снижение угла установки. Положения на 40% и 60% являются характеристическими положениями для того, чтобы определить первую область утолщения лопасти.
В еще одном варианте выполнения роторной лопасти область концевой части лопасти проходит в радиусе более 60% внешнего радиуса. Таким образом, было установлено, как пояснялось выше, что в области от 60% относительная толщина профиля снова может уменьшаться. Область концевой части лопасти характеризует область радиусов, в которой угол установки в направлении концевой части лопасти снова падает. За счет уменьшения угла установки в этой области растет эффективный установочный угол. Однако, поскольку относительная толщина профиля в этой области падает, то гарантируется, что поток продолжает прилегать к роторной лопасти в этой области, и максимально допустимый установочный угол не достигается во всем рабочем диапазоне ветроэнергетической установки.
Кроме того, согласно изобретению предлагается ротор ветроэнергетической установки с осью вращения ротора и внешним радиусом, причем этот ротор имеет по меньшей мере одну роторную лопасть согласно одному вышеописанному варианту выполнения.
Кроме того, предлагается соответствующего ветроэнергетическая установка с таким ротором.
Данное изобретение описывается ниже на примерах его выполнения с привлечением прилагаемых чертежей. На чертежах представлено следующее.
Фиг. 1a - Фиг. 1c - схематичное изображение кривых изменения значений относительной толщины профиля и предельных установочных углов по радиусу ротора.
Фиг. 2 - схематичное изображение предлагаемого изобретением графика изменения относительной толщины профиля по радиусу ротора.
Фиг. 3 - изображение предлагаемого изобретением графика изменения угла установки по радиусу ротора.
Фиг. 4 - схематично вид в перспективе варианта выполнения ротора.
Фиг. 5 - ветроэнергетическая установка в перспективе, в схематичном представлении.
На Фиг. 1a показана диаграмма, на которой схематично нанесены кривые изменения максимально допустимого установочного угла 14', а именно угла срыва потока, и относительной толщины профиля 16' в зависимости от ее положения r вдоль продольной оси лопасти. Положение r указано через его нормированный относительный радиус r/R по отношению к внешнему радиусу R ротора со значениями от 0 до 1, которые соответствуют значениям от 0% до 100%. На Фиг. 1a эти соотношения показаны так, как они обычно имеют место у роторной лопасти согласно уровню техники. На диаграмме по Фиг. 1a угол 14' срыва потока нанесен как предельный угол 14' для загрязненной или, соответственно, мокрой роторной лопасти. Предельный угол 14' может при этом рассматриваться как максимально допустимый эффективный установочный угол αeff роторной лопасти в рабочем режиме ветроэнергетической установки. Дополнительно на диаграмме по Фиг. 1a представлена кривая 16' изменения относительной толщины d/t профиля роторной лопасти согласно уровню техники.
Кривая 14' изменения максимального установочного угла и кривая 16' изменения относительной толщины d/t профиля находятся во взаимосвязи друг с другом. В комлевой области роторная лопасть имеет большую относительную толщину профиля. Вследствие небольшой по сравнению с концевой частью лопасти окружной скорости возможен также большой максимальный установочный угол 14' в комлевой области лопасти, так как эффекты вращения на вращающейся роторной лопасти действуют стабилизирующим образом на течение в пограничном слое. От комля лопасти до положения радиуса примерно r/R<0,35 максимально допустимый установочный угол 14' уменьшается. По мере увеличения радиуса r/R ротора относительная толщина профиля может уменьшаться, так что профиль роторной лопасти становится тоньше. Например, толщина профиля может становиться меньше, если глубина профиля остается постоянной. Однако, по мере увеличения радиуса возрастает окружная скорость, стабилизирующие эффекты ослабевают, поэтому и максимально допустимый установочный угол 14' по мере увеличения радиуса ротора сначала уменьшается.
Угол набегания воздуха на роторную лопасть тоже меняется по мере увеличения радиуса, поскольку окружная скорость роторной лопасти возрастает по мере увеличения радиуса. На диаграмме по Фиг. 1a представлена область 18' эффективного установочного угла в рабочем режиме. Эффективный установочный угол определяется из локального угла набегания за вычетом локального угла установки по формуле:
αeff(r)=α(r)-αBau(r)
где αeff(r) - эффективный установочный угол в положении r ротора, α(r) - локальный угол набегания в положении r ротора, и αBau(r) - локальный угол установки в положении r ротора. При этом для упрощения исходили из того, что рассматриваемая роторная лопасть не повернута и не закручена, соответственно, что угол атаки и угол крутки учтены в угле установки, в частности, суммированы и содержатся в нем.
Область 18' эффективного установочного угла в рабочем режиме представлена как область, поскольку ветер меняется, так что и установочный угол имеет разброс, который в рабочем режиме не может компенсироваться.
В средней области лопасти максимально допустимый установочный угол 14' падает в область эффективного установочного угла 18', так как в этой области относительная толщина профиля 16' тоже еще относительно велика. В рабочем режиме ветроэнергетической установки при этом может наступать случай, когда эффективный установочный угол 18' превышает максимально допустимый установочный угол 14'. Если это происходит, то поток в этой области отрывается, начиная с задней кромки профиля, из-за чего сопротивление роторной лопасти растет, и отбор мощности уменьшается, так как коэффициент подъемной силы падает. Эта критическая область на Фиг. 1a обозначена ссылочной позицией 20'. Следует безусловно избегать работы ветроэнергетической установки в критической области 20'.
Только при следующем уменьшении относительной толщины профиля 16' по мере увеличения радиуса r/R ротора максимально допустимый установочный угол 14' снова возрастает и уходит из области эффективного установочного угла 18'. В основу такого характера изменения максимально допустимого установочного угла 14' положено понимание того, что тонкие профили имеют более высокие допустимые значения установочного угла.
Чтобы сделать экономически привлекательными даже места сооружения с низкими средними скоростями ветра, например, менее 6,5 м/сек, длину роторной лопасти увеличивают все больше. Согласно изобретению при этом было установлено, что рост масс роторной лопасти может быть минимизирован, если эта роторная лопасть имеет профили с большой относительной толщиной на большой области радиусов. Таким образом, предлагается профили с относительными толщинами смещать дальше наружу в направлении концевой части лопасти. Благодаря этому улучшаются структурные свойства роторной лопасти и, тем самым, аэродинамические свойства удлиненной роторной лопасти.
Схематичный график изменения относительной толщины профиля согласно одному варианту выполнения изобретения представлен на Фиг. 1b ссылочной позицией 16ʺ. По сравнению с графиком 16' на Фиг. 1a на графике изменения 16ʺ относительной толщины профиля по Фиг. 1b можно увидеть, что относительная толщина d/t профиля остается большой вплоть до области бόльших радиусов r/R.
На Фиг. 2 в увеличенном масштабе представлено сравнение кривых 16' и 16ʺ. На Фиг. 2 показаны графики 16' и 16ʺ изменения относительной толщины d/t профиля, нанесенные по нормированному радиусу r/R ротора. Стрелками обозначено смещение больших относительных толщин профиля в направлении бόльших радиусов ротора. Согласно предлагаемому изобретением графику 16ʺ изменения относительной толщины профиля предлагаемая изобретением роторная лопасть вплоть до области радиусов более 0,5 имеет большую относительную толщину d/t профиля. Например, предлагаемая изобретением роторная лопасть имеет относительную толщину d/t профиля более 0,25 в области радиусов более 0,6.
Согласно Фиг. 1b за счет большой относительной толщины профилей в области больших радиусов r/R максимально допустимый установочный угол 14ʺ тоже сдвигается в область больших радиусов r/R. В соответствии с этим увеличивается также критическая область, в которой эффективный установочный угол в рабочем режиме 18' может лежать выше максимально допустимого установочного угла 14ʺ. Такая увеличенная критическая область на Фиг. 1b обозначена ссылочной позицией 20ʺ и проходит вплоть до области радиусов r/R примерно между 0,75 и 0,8. Чистое повышение относительной толщины профиля в области больших радиусов ведет поэтому к большой критической области 20ʺ, которая проходит за относительно большую область радиуса ротора 12. Однако, в любом случае нужно избегать эксплуатации ветроэнергетической установки в этой критической области 20ʺ.
Согласно изобретению было установлено, что путем изменения угла установки профилей в средней области можно обойтись без критической области 20ʺ в рабочем режиме. Для этого согласно изобретению угол установки профилей в средней области лопасти повышается. Таким образом уменьшается эффективный установочный угол в рабочем режиме в этой области. Новая область эффективного установочного угла в рабочем режиме на Фиг. 1c обозначена ссылочной позицией 18ʺ. На Фиг. 1c показаны также известные из Фиг. 1b кривые изменения относительной толщины 16ʺ профиля и максимально допустимого эффективного установочного угла 14ʺ. За счет подъема угла установки в средней области лопасти в рабочем режиме эффективный установочный угол 18ʺ уменьшается согласно вышеприведенной формуле, так что в рабочем режиме эффективный установочный угол 18ʺ не превышает максимально допустимый эффективный установочный угол 14ʺ. Таким образом гарантируется, что ветроэнергетическая установка во всем своем расчетном диапазоне не будет работать в критической области, в которой поток срывается с роторных лопастей.
На Фиг. 3 представлен график 28 изменения угла установки роторной лопасти согласно этому варианту выполнения. На диаграмме на Фиг. 3 по оси абсцисс нанесен нормированный радиус r/R ротора, а по оси ординат нанесен угол αBau установки. Для сравнения на Фиг. 3 представлен график 26 изменения угла установки роторной лопасти согласно уровню техники. На графике 28 изменения угла установки можно ясно увидеть, что угол установки сначала падает во внутренней области лопасти. Эта область может составлять, например, до 35% внешнего радиуса ротора, что соответствует нормированному радиусу ротора 0,35. К внутренней области лопасти примыкает средняя область лопасти, которая, по существу, характеризуется тем, что в этой области угол 28 установки снова возрастает. Средняя область лопасти может проходить, например, по области примерно от 35 до 60% внешнего радиуса. Это соответствует области от 0,35 до 0,6 нормированного радиуса ротора. К средней области лопасти примыкает область концевой части лопасти, которая характеризуется тем, что в этой области угол установки профилей снова падает. Эта область может проходить, например, в радиусе более 60% внешнего радиуса (0,6 от нормированного радиуса ротора).
На Фиг. 3 можно видеть также, что график 28 изменения угла установки предлагаемой изобретением роторной лопасти в средней области лопасти имеет локальный максимум. Этот угол 28 установки в области вокруг локального максимума может составлять всего лишь 0,125 угла установки при положении радиуса 10% от внешнего радиуса. После прохождения локального максимума угол 28 установки в области более 60% относительно внешнего радиуса уменьшается несколько быстрее, чем во внутренней области лопасти в области от 0% до 35% относительно внешнего радиуса. В области концевой части лопасти график 28 изменения угла установки имеет локальный минимум. В частности, предусмотрено, что график 28 изменения угла установки в области концевой части лопасти имеет глобальный, соответственно, абсолютный минимум.
В одном особом варианте выполнения предлагаемой изобретением роторной лопасти предусмотрено, что в самой внешней области концевой части лопасти, вблизи концевой части лопасти угол установки снова возрастает, как это можно видеть на Фиг. 3.
Ось абсцисс на диаграмме по Фиг. 3 обозначает линию начала отсчета угла установки. Эта линия начала отсчета соответствует, по существу, плоскости ротора ветроэнергетической установки, причем угол установки базируется на рабочем режиме с нерегулируемыми углами атаки, особенно в режиме эксплуатации при неполной нагрузке. На Фиг. 3 ясно показано, что угол 28 установки по всему радиусу положителен. В отличие от этого график 26 изменения угла установки показывает, что в уровне техники известны роторные лопасти, у которых в средней области лопасти и, соответственно, в области концевой части лопасти угол установки может быть отрицательным.
На Фиг. 4 чисто схематично показан вид в перспективе роторной лопасти согласно одному варианту выполнения. Показаны различные хорды профилей вдоль радиуса ротора из отдельных областей роторной лопасти. Представлены пять хорд 30, 32, 34, 36, 38 профилей, которые проходят под углом к базовой плоскости 40, которая представляет собой плоскость ротора ветроэнергетической установки. Хорда 30 профиля по отношению к плоскости 40 ротора проходит под большим углом установки 31 и представляет собой хорду профиля вблизи комля роторной лопасти при положении радиуса r/R примерно 0,05. Угол установки 31 в этом положении радиуса составляет 40°.
Показана также хорда 32 профиля. Угол 33 обозначает угол 33 установки хорды 32 профиля относительно плоскости 40 ротора. Угол 33 установки составляет примерно 20° при радиусе r/R ротора примерно 0,25.
Хорда 34 профиля тоже обозначает хорду профиля во внутренней области лопасти. Угол 35 установки хорды 34 профиля, однако, значительно меньше, чем угол 33 установки хорды 32 профиля. Угол 35 установки составляет 4° при радиусе ротора примерно 0,35.
Хорда 36 профиля обозначает хорду профиля в средней области лопасти и имеет больший угол 37 установки по сравнению с углом 35 установки хорды 34 профиля. Угол 37 установки, однако, меньше, чем угол 33 установки хорды 32 профиля. Угол 37 установки составляет 6° при радиусе ротора примерно 0,55.
Хорда 38 профиля обозначает хорду профиля в области концевой части лопасти, вблизи концевой части лопасти. Угол 39 установки меньше, чем угол 37 установки хорды 36 профиля, и даже меньше, чем угол 35 установки хорды 34 профиля. Угол 39 установки хорды 38 профиля составляет 1° при радиусе ротора 0,9.
Углы 31, 33, 35, 37 и 39 установки отражают график 28 изменения по Фиг. 3, однако, они показаны не в масштабе, а лишь представлены схематично. Указанный порядок градусов и радиусы роторной лопасти указаны чисто в качестве примера и не могут являться ограничением.
На Фиг. 5 показана предлагаемая изобретением ветроэнергетическая установка 100 с башней 102 и гондолой 104. На гондоле 104 установлен предлагаемый изобретением ротор 106 с тремя предлагаемыми изобретением роторными лопастями 108 и с кожухом 110 обтекателя. Ротор 106 в рабочем режиме приводится ветром во вращательное движение и тем самым приводит в действие генератор в гондоле 104.
Схематично представленные роторные лопасти 108 могут быть закреплены на ступице ротора ветроэнергетической установки, например, с помощью присоединительного элемента лопасти или соединительного устройства лопасти, которое расположено внутри кожуха 110 обтекателя. По этой причине указанные кривые изменения соответствующих параметров роторной лопасти на Фиг. 1a - Фиг. 1c, Фиг. 2 и Фиг. 3 на левой стороне имеют область, остающуюся свободной, которая, по существу, отображает область ступицы ротора. С помощью устройств для установки угла атаки, размещенных на роторных лопастях 108 ветроэнергетической установки 100, эти роторные лопасти могут поворачиваться вокруг своей продольной оси, благодаря чему во время работы угол установки роторных лопастей может изменяться.

Claims (34)

1. Роторная лопасть аэродинамического ротора ветроэнергетической установки с осью вращения ротора и внешним радиусом, содержащая
- комель лопасти для крепления на ступице ротора,
- концевую часть лопасти, обращенную от комля лопасти,
- продольную ось лопасти, проходящую от комля лопасти к концевой части лопасти,
- переднюю кромку лопасти, направленную вперед относительно направления движения роторной лопасти,
- заднюю кромку лопасти, направленную назад относительно направления движения роторной лопасти, и
- сечения профиля, изменяющиеся вдоль продольной оси лопасти, причем
- каждое сечение профиля имеет проходящую от передней кромки лопасти к задней кромке лопасти хорду профиля, и каждая хорда профиля имеет угол установки как угол по отношению к плоскости ротора, причем этот угол установки от комля лопасти к концевой части лопасти
- сначала уменьшается во внутренней области лопасти, обращенной к комлю лопасти,
- снова возрастает в средней области лопасти и
- снова уменьшается в области концевой части лопасти, обращенной к концевой части лопасти,
отличающаяся тем, что угол установки возрастает в средней области лопасти, имеющей относительный радиус в диапазоне от 35% до 60% относительно внешнего радиуса.
2. Роторная лопасть по п. 1, отличающаяся тем, что по меньшей мере на отдельных участках в области, имеющей относительный радиус более 60% относительно внешнего радиуса, сечения профиля имеют относительную толщину профиля со значением более 0,25.
3. Роторная лопасть по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что угол установки в области, имеющей относительный радиус в диапазоне от 35% до 80% относительно внешнего радиуса, имеет локальный максимум.
4. Роторная лопасть по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что угол установки в области, имеющей относительный радиус в диапазоне от 80% до 100% относительно внешнего радиуса, имеет локальный, в частности, абсолютный минимум.
5. Роторная лопасть по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что углы установки хорд профилей по всей длине роторной лопасти положительны.
6. Роторная лопасть по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что угол установки в области, имеющей относительный радиус в диапазоне от 30% до 40% относительно внешнего радиуса, составляет 4°, в области, имеющей относительный радиус в диапазоне от 45% до 60% относительно внешнего радиуса, составляет 5°, и в области, имеющей относительный радиус в диапазоне от 85% до 95% относительно внешнего радиуса, составляет примерно 1°.
7. Роторная лопасть по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что внутренняя область лопасти проходит примерно до радиуса 35% относительно внешнего радиуса.
8. Роторная лопасть по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что отношение угла установки при положении относительного радиуса примерно 60% к углу установки при положении относительного радиуса 40% составляет более 1,2, предпочтительно более 1,5, в частности более 2.
9. Роторная лопасть по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что область концевой части лопасти охватывает область, имеющую относительный радиус более 60% относительно внешнего радиуса.
10. Ротор ветроэнергетической установки с осью вращения ротора и внешним радиусом, причем ротор содержит по меньшей мере одну роторную лопасть по любому из предыдущих пунктов.
11. Ветроэнергетическая установка для выработки электрического тока, имеющая аэродинамический ротор, причем ротор имеет по меньшей мере одну роторную лопасть, которая имеет:
- комель лопасти для крепления на ступице ротора,
- концевую часть лопасти, обращенную от комля лопасти,
- продольную ось лопасти, проходящую от комля лопасти к концевой части лопасти,
- переднюю кромку лопасти, направленную вперед относительно направления движения роторной лопасти,
- заднюю кромку лопасти, направленную назад относительно направления движения роторной лопасти, и
- сечения профиля, изменяющиеся вдоль продольной оси лопасти, причем
- каждое сечение профиля имеет хорду профиля, проходящую от передней кромки лопасти до задней кромки лопасти, и каждая хорда профиля имеет угол установки как угол по отношению к плоскости ротора, причем угол установки от комля лопасти к концевой части лопасти
- сначала уменьшается во внутренней области лопасти, обращенной к комлю лопасти,
- снова возрастает в средней области лопасти и
- снова уменьшается в области концевой части лопасти, обращенной к концевой части лопасти,
отличающаяся тем, что угол установки возрастает в средней области лопасти, имеющей относительный радиус в диапазоне от 35% до 60% относительно внешнего радиуса.
12. Ветроэнергетическая установка по п. 11 по меньшей мере с одной роторной лопастью по любому из пп. 1-9 и/или с ротором по п. 10.
RU2018145050A 2016-06-07 2017-06-07 Роторная лопасть ветроэнергетической установки RU2716944C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102016110510.4 2016-06-07
DE102016110510.4A DE102016110510A1 (de) 2016-06-07 2016-06-07 Rotorblatt einer Windenergieanlage
PCT/EP2017/063760 WO2017211855A1 (de) 2016-06-07 2017-06-07 Rotorblatt einer windenergieanlage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2716944C1 true RU2716944C1 (ru) 2020-03-17

Family

ID=59215714

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018145050A RU2716944C1 (ru) 2016-06-07 2017-06-07 Роторная лопасть ветроэнергетической установки

Country Status (11)

Country Link
US (1) US11454206B2 (ru)
EP (1) EP3464884B1 (ru)
JP (1) JP6665322B2 (ru)
KR (1) KR20190017013A (ru)
CN (1) CN109312710B (ru)
BR (1) BR112018074642A2 (ru)
CA (1) CA3024664C (ru)
DE (1) DE102016110510A1 (ru)
DK (1) DK3464884T3 (ru)
RU (1) RU2716944C1 (ru)
WO (1) WO2017211855A1 (ru)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2015062C1 (ru) * 1991-09-30 1994-06-30 Владимир Ильич Петинов Лопасть воздушного винта
JPH06264701A (ja) * 1992-10-22 1994-09-20 Yusaku Fujii 流体機械
RU2314230C1 (ru) * 2006-06-14 2008-01-10 Открытое акционерное общество "Камов" Лопасть несущего винта вертолета
DE102009060650A1 (de) * 2009-12-22 2011-06-30 Keller, Walter, 66994 Aeroakustisches Rotorblatt für eine Windkraftanlage sowie damit ausgestattete Windkraftanlage
DE102012206109B3 (de) * 2012-04-13 2013-09-12 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt einer Windenergieanlage

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL8203016A (nl) * 1982-07-28 1984-02-16 Wiebe Draijer Werkwijze voor het vervaardigen van wieken voor axiale ventilatoren en windturbines.
GB2265672B (en) * 1992-03-18 1995-11-22 Advanced Wind Turbines Inc Wind turbines
US20100119374A1 (en) * 2006-12-13 2010-05-13 David Wood Wind turbine & wind turbine blade
US8061996B2 (en) * 2008-05-30 2011-11-22 General Electric Company Wind turbine blade planforms with twisted and tapered tips
US8419371B2 (en) 2008-05-30 2013-04-16 General Electric Company Wind turbine blades with twisted and tapered tips
DE102008052858B9 (de) * 2008-10-23 2014-06-12 Senvion Se Profil eines Rotorblatts und Rotorblatt einer Windenergieanlage
CN201424996Y (zh) * 2009-06-09 2010-03-17 上海万德风力发电股份有限公司 一种风力发电机叶片
WO2011056767A2 (en) * 2009-11-03 2011-05-12 Sepstar, Inc. Wind turbine blade
CN101749193B (zh) * 2009-12-09 2012-09-26 韩建景 可设定启动风速的高效风力发电机及其叶片
EP3199802B1 (en) * 2010-07-16 2020-12-30 LM Wind Power A/S Wind turbine blade with narrow shoulder and relatively thick airfoil profiles
JP4749504B1 (ja) 2010-10-14 2011-08-17 株式会社ビルメン鹿児島 風力発電装置の風車及び風力発電装置
CN102022259B (zh) * 2010-12-04 2012-09-05 河南科技大学 升阻融合翼板型垂直轴风轮
KR20130038965A (ko) * 2011-10-11 2013-04-19 류주환 풍력발전기용 로터 고속회전 방지장치
NL2007875C2 (en) * 2011-11-25 2013-05-28 Suzlon Blade Technology B V Blade for a wind turbine having a guide vane.
EP3722594B1 (en) * 2012-03-13 2023-07-05 Wobben Properties GmbH Wind turbine blade with flow blocking means and vortex generators
DK201270670A (en) * 2012-10-31 2014-05-01 Envision Energy Denmark Aps Wind turbine with an offset suction side
DK2757252T3 (en) 2013-01-17 2018-03-26 Ge Renewable Tech Procedure for operating a wind turbine
EP2840255B1 (de) * 2013-08-23 2019-07-10 eno energy systems GmbH Rotorflügelprofil fur eine Windturbine
CN204126820U (zh) * 2014-08-28 2015-01-28 吉林大学 一种小型风力发电机叶片
DE102014115524A1 (de) * 2014-10-24 2016-04-28 Nordex Energy Gmbh Windenergieanlagenrotorblatt mit einem Winglet

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2015062C1 (ru) * 1991-09-30 1994-06-30 Владимир Ильич Петинов Лопасть воздушного винта
JPH06264701A (ja) * 1992-10-22 1994-09-20 Yusaku Fujii 流体機械
RU2314230C1 (ru) * 2006-06-14 2008-01-10 Открытое акционерное общество "Камов" Лопасть несущего винта вертолета
DE102009060650A1 (de) * 2009-12-22 2011-06-30 Keller, Walter, 66994 Aeroakustisches Rotorblatt für eine Windkraftanlage sowie damit ausgestattete Windkraftanlage
DE102012206109B3 (de) * 2012-04-13 2013-09-12 Wobben Properties Gmbh Rotorblatt einer Windenergieanlage

Also Published As

Publication number Publication date
CA3024664A1 (en) 2017-12-14
JP2019517639A (ja) 2019-06-24
EP3464884B1 (de) 2020-12-23
US20190128240A1 (en) 2019-05-02
KR20190017013A (ko) 2019-02-19
CN109312710A (zh) 2019-02-05
WO2017211855A1 (de) 2017-12-14
DE102016110510A1 (de) 2017-12-07
US11454206B2 (en) 2022-09-27
DK3464884T3 (da) 2021-01-25
EP3464884A1 (de) 2019-04-10
BR112018074642A2 (pt) 2019-03-06
CN109312710B (zh) 2020-12-22
JP6665322B2 (ja) 2020-03-13
CA3024664C (en) 2021-06-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5297558B1 (ja) 風車翼及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
RU2638093C2 (ru) Лопасть ротора ветроэнергетической установки и ветроэнергетическая установка
CA2647499C (en) Wind turbine with slender blade
EP1915514B2 (en) Wind turbine blade
US9523279B2 (en) Rotor blade fence for a wind turbine
US20140248148A1 (en) Wind turbine noise control methods
US20080206055A1 (en) Wind Turbine Blade
EP2764238B1 (en) Wind turbine having flow-aligned blades
AU2008360253A1 (en) Wind turbine blade and wind power generator using the same
US8678745B2 (en) Rotor blade design for a wells turbine
DK2984334T3 (en) Rotor blades for a wind turbine and wind turbine
US8851857B2 (en) Wind turbine blade and wind power generator using the same
EP3453872B1 (en) Methods for mitigating noise during high wind speed conditions of wind turbines
WO2015024895A1 (en) Wind turbine blade
RU2716944C1 (ru) Роторная лопасть ветроэнергетической установки
AU2013224674B2 (en) Wind turbine with slender blade
JP2022533604A (ja) 風力発電所の設計運転方法、風力発電所、およびウィンドファーム
WO2022002334A1 (en) A wind turbine
EP4172492A1 (en) A wind turbine
KR20150082981A (ko) 풍력발전장치의 블레이드, 이를 포함하는 풍력발전장치, 블레이드의 공력특성향상 방법 및 제어방법에 관한 것이다.