RU2766498C1 - Роторная лопасть для ветроэнергетической установки и ветроэнергетическая установка - Google Patents
Роторная лопасть для ветроэнергетической установки и ветроэнергетическая установка Download PDFInfo
- Publication number
- RU2766498C1 RU2766498C1 RU2021103877A RU2021103877A RU2766498C1 RU 2766498 C1 RU2766498 C1 RU 2766498C1 RU 2021103877 A RU2021103877 A RU 2021103877A RU 2021103877 A RU2021103877 A RU 2021103877A RU 2766498 C1 RU2766498 C1 RU 2766498C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor blade
- distance
- elements
- ratio
- lateral distance
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011089 mechanical engineering Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
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
- F03D1/065—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
-
- 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
- F03D1/0658—Arrangements for fixing wind-engaging parts to a hub
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
-
- 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
- F05B2240/306—Surface measures
- F05B2240/3062—Vortex generators
-
- 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
Данное изобретение касается роторной лопасти (1) со стороной разрежения и напорной стороной для ветроэнергетической установки, причем роторная лопасть имеет: - комель (2) роторной лопасти в ступичной области (I) для прикрепления роторной лопасти (1) к ступице ротора, - концевую часть (3) роторной лопасти, расположенную на обращенной от комля (2) роторной лопасти стороне области (II) концевой части, - по меньшей мере один турбулизатор (9), расположенный между комлем (2) роторной лопасти и концевой частью (3) роторной лопасти, причем этот по меньшей мере один турбулизатор (9) в продольном направлении роторной лопасти содержит расположенные рядом друг с другом завихряющие элементы (10, 11) длиной (L) и высотой (H), и ориентированные каждый под углом к направлению (SR) основного потока роторной лопасти (1), причем эти завихряющие элементы (10, 11) в продольном направлении роторной лопасти имеют между собой боковое расстояние (D, D1). В зависимости от соответствующей дистанции (R) между системой завихряющих элементов (10, 11) и комлем (2) роторной лопасти имеет место вариация геометрической формы завихряющих элементов (10, 11). 4 н. и 5 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Данное изобретение касается роторной лопасти для ветроэнергетической установки. Кроме того, данное изобретение касается турбулизатора для роторной лопасти, ветроэнергетической установки и способа оптимизации ветроэнергетической установки.
Роторные лопасти для ротора ветроэнергетической установки широко известны. Такие роторные лопасти имеют профиль (профиль поперечного сечения), который удовлетворяет особым аэродинамическим требованиям.
Для оказания влияния на аэродинамические свойства роторных лопастей известно размещение на профиле поперечного сечения роторных лопастей турбулизаторов, которые содержат несколько завихряющих элементов, проходящих перпендикулярно поверхности. Эти турбулизаторы, которые известны также под названием возбудителей вихря, служат для создания над поверхностью роторной лопасти локальных областей турбулентных воздушных потоков, чтобы вызывать повышение сопротивляемости срывам потока. Для этого турбулизаторы завихряют поток, близкий к стенке роторной лопасти, вследствие чего сильно возрастает обмен количествами движения между близким к стенке и удаленным от стенки слоями потока, и скорости потоков в близком к стенке граничном слое возрастают. Вследствие повышенных скоростей вблизи стенки этот поток в состоянии преодолевать скачки давления на более длинном пути потока на поверхности роторной лопасти.
Из EP 3 309 388 A1 известны роторная лопасть и ветроэнергетическая установка упомянутого вначале рода. В заявке EP 3 309 388 A1 описана роторная лопасть для ветроэнергетической установки со стороной разрежения и с напорной стороной, содержащая комель роторной лопасти в области со стороны ступицы для привязки роторной лопасти к ступице ротора, и концевую часть роторной лопасти, расположенную с обращенной от комля роторной лопасти стороны. Эта роторная лопасть имеет профиль поперечного сечения, на котором в продольном направлении роторной лопасти на отдельных участках расположено рядом друг с другом несколько конструктивно одинаковых турбулизаторов. Эти турбулизаторы содержат расположенные попарно рядом друг с другом завихряющие элементы, имеющие длину и высоту. Указанные завихряющие элементы ориентированы каждый под углом к направлению основного потока роторной лопасти, причем эти расположенные под одинаковым углом завихряющие элементы расположены на постоянном боковом расстоянии друг от друга.
Роторные лопасти для ветроэнергетических установок с турбулизаторами, соответственно, завихряющими элементами известны также из публикаций US 2014/0328692 A1, US 2014/0328693 A1, US 9,869,297 B2 и WO 2010/033018 A2.
На таких участках лопасти с турбулизаторами указанная роторная лопасть обычно имеет значительно большие предельные углы атаки, при которых на задней кромке впервые возникает срыв потока, чем на участках лопасти, где от турбулизаторов отказываются. Эти турбулизаторы за счет их принципа действия принудительно вызывают бόльшие значения сопротивления трению на поверхности профиля роторной лопасти, т.е. коэффициент лобового сопротивления профиля поперечного сечения существенно возрастает, и тем самым возможно даже падает аэродинамическое качество, отношение коэффициента подъемной силы к коэффициенту лобового сопротивления. Увеличение коэффициента лобового сопротивления, соответственно, снижение аэродинамического качества негативно воздействует на выход установки. Так, влияние аэродинамического качества, соответственно, коэффициента лобового сопротивления на производительность постоянно возрастает от комля роторной лопасти к концевой части роторной лопасти. На чем большем удалении от комля роторной лопасти в направлении концевой части ротора находишься на роторной лопасти, тем большую роль играют низкие значения коэффициента лобового сопротивления, соответственно, высокие аэродинамические качества для производительности и для выхода данной установки. Кроме того, турбулизаторы могут способствовать повышенному шумовыделению.
В основу данного изобретения положена задача устранения вышеназванной проблемы или по меньшей мере снижения указанных недостатков, в частности, задача предложения роторной лопасти, которая в ступичной области характеризуется выравниванием больших колебаний угла атаки, а в области концевой части - высокими аэродинамическими качествами.
В отношении роторной лопасти эта задача решается посредством роторной лопасти согласно независимому пункту 1 формулы изобретения. Данное изобретение касается также турбулизатора согласно пункту 10, ветроэнергетической установки согласно пункту 11 и способа оптимизации ветроэнергетической установки согласно пункту 12 формулы изобретения.
Согласно независимому пункту 1 формулы изобретения предусмотрена роторная лопасть со стороной разрежения и напорной стороной для ветроэнергетической установки, причем эта роторная лопасть содержит комель роторной лопасти в ступичной области для закрепления роторной лопасти на ступице ротора, концевую часть роторной лопасти, которая расположена на обращенной от комля роторной лопасти стороне области концевой части, по меньшей мере один турбулизатор, который расположен между комлем роторной лопасти и концевой частью роторной лопасти, причем указанный по меньшей мере один турбулизатор в продольном направлении роторной лопасти содержит расположенные рядом друг с другом завихряющие элементы, имеющие длину и высоту, каждый из которых ориентирован под углом к направлению основного потока роторной лопасти. Эти завихряющие элементы в продольном направлении роторной лопасти имеют между собой боковое расстояние. В зависимости от соответствующей дистанции между системой завихряющих элементов и комлем роторной лопасти происходит варьирование геометрической формы завихряющих элементов.
Данное изобретение исходит из того, что ветроэнергетическая установка может эксплуатироваться не в одной стационарной рабочей точке, а подвержена различным влияниям, которые ведут к беспрерывному изменению аэродинамической рабочей точки. Углы атаки, которые имеют место по профилю поперечного сечения роторной лопасти, непрерывно варьируются при работе ветроэнергетической установки. На распределение углов атаки влияние оказывают, в частности, такие параметры, как турбулентность набегающего потока, горизонтальное и вертикальное срезание приземного пограничного слоя и плотность воздуха. При этом последствия изменений этих параметров, если смотреть вдоль роторной лопасти, неравномерны. Мелкомасштабная турбулентность набегающего потока и изменения плотности воздуха вызывают, например, снижение коэффициента быстроходности, что в свою очередь ведет к тому, что угол атаки в ступичной области изменяется сильнее, чем в области концевой части.
Для увеличения усилий и сложности меры воздействия на поток по сравнению с уровнем техники при использовании пассивных мер воздействия на поток, таких как расположение турбулизаторов, предусмотрено изменение геометрии вихревых элементов в зависимости от соответствующего расстояния от системы завихряющих элементов до комля лопасти ротора. Корректировка геометрической формы завихряющих элементов в зависимости от их расстояния до комля роторной лопасти делает возможной благоприятную подгонку к краевым условиям, имеющим место соответственно на участках ротора между ступичной областью и областью концевой части на роторной лопасти. Путем зависящего от расстояния изменения геометрической формы завихряющих элементов могут быть отображены различные коэффициенты подъемной силы и аэродинамические качества. Достигаемые, в частности, за счет модификации размеров завихряющих элементов турбулизатора свойства коэффициентов профиля точно учитывают требования к роторной лопасти.
Предпочтительно указанные завихряющие элементы ориентированы попарно под соответствующими образованными, по существу, противоположно углами к направлению основного потока роторной лопасти, причем указанное боковое расстояние между расположенными рядом друг с другом завихряющими элементами определяется, по существу, одинаковыми углами. Такое попарное расположение завихряющих элементов обеспечивает особенно эффективную турбулизацию, в частности, из-за того, что рядом друг с другом создаются встречно вращающиеся вихри. Естественно, точно так же возможно, что для этого привлекается боковое расстояние между двумя выполненными по отдельности завихряющими элементами, которые образованы не попарно.
Предпочтительно вариация геометрической формы завихряющих элементов может получаться из отношения бокового расстояния к длине завихряющего элемента, причем это отношение может определяться как функция от дистанции. За счет увеличения этого отношения с возрастающим расстоянием до комля ротора, здесь путем сокращения длины или увеличения расстояния между идентично ориентированными завихряющими элементами, максимально достижимый угол атаки уменьшается в пользу улучшенных аэродинамических качеств. При меньшем отношении бокового расстояния к длине завихряющего элемента в ступичной области допустимы высокие значения максимального угла атаки.
Далее, указанная вариация геометрической формы завихряющих элементов может получаться из отношения бокового расстояния к высоте, которое тоже может определяться как функция от дистанции. Соответственно, за счет изменения этого отношения в зависимости от расстояния до комля ротора, здесь за счет изменения высоты завихряющих элементов или вариации расстояния между идентично ориентированными завихряющими элементами, указанный максимально достижимый угол атаки корректируется в пользу улучшенных аэродинамических качеств.
Относительно маленькое отношение бокового расстояния к длине в ступичной области позволяет имеющиеся там высокие изменения угла атаки при работе ветроэнергетической установки скомпенсировать уменьшенными срывами потока. Неблагоприятные аэродинамические качества там играют второстепенную роль для выхода установки. Далее, приемлемо снижение максимально допустимых углов атаки, которое возникает при увеличении отношения бокового расстояния к длине, соответственно, высоте, так как там тоже снижаются обусловленные рабочим режимом вариации угла атаки, но это учитывается, однако, через постепенно возрастающее влияние высоких аэродинамических качеств на выход.
Предпочтительно указанная вариация геометрической формы завихряющих элементов получается из отношения бокового расстояния к углу относительно направления основного потока роторной лопасти, которое может определяться как функция от дистанции.
Различные формы этой вариации геометрической формы могут быть предусмотрены в отдельности, независимо друг от друга или в комбинации друг с другом.
В частности, это отношение бокового расстояния к длине и/или бокового расстояния к высоте завихряющих элементов может увеличиваться с увеличением дистанции, и/или отношение бокового расстояния к установочному углу завихряющих элементов может возрастать с увеличением дистанции. Указанный установочный угол, следует понимать, в частности, как угол завихряющего элемента относительно направления основного потока.
Предпочтительно эти завихряющие элементы могут иметь, по существу, треугольный или плавниковый профиль.
Предпочтительно длина и/или высота, и/или установочный угол завихряющих элементов могут быть, по существу, постоянными. В таком случае геометрическая вариация может осуществляться предпочтительно посредством вариации боковых расстояний между соседними завихряющими элементами. Тем самым можно использовать лишь один единственный вид завихряющих элементов и все-таки добиться предлагаемых изобретением преимуществ. Далее, снижение ошибок и случаев неправильной сборки на месте установки обеспечивается путем замены завихряющих элементов, а также дает преимущества при изготовлении, так как нужно предоставлять лишь один инструмент для изготовления завихряющих элементов, например, методом литья под давлением. Особенно предпочтительно, как упоминалось, предоставление завихряющих элементов попарно, с общим основанием, например, как единое целое, в виде детали, получаемой литьем под давлением.
Особенно предпочтительно, чтобы завихряющие элементы являлись, в частности, попарно, идентичными, то есть по длине роторной лопасти имели идентичные длину, высоту и установочный угол. Возможно также множество видов завихряющих элементов, причем предпочтительно расстояние между завихряющими элементами увеличивается по мере возрастания расстояния от комля роторной лопасти.
Предпочтительно такая вариация геометрической формы завихряющих элементов может получаться из отношения бокового расстояния к внутреннему углу удаленной от поверхности роторной лопасти концевой части завихряющего элемента, которое может определяться как функция от дистанции. Этот внутренний угол у концевой части позволяет сделать вывод о том, насколько высоко, т.е. насколько велико расширение перпендикулярно поверхности роторной лопасти, указанного завихряющего элемента по отношению к его длине, т.е. расширение в плоскости поверхности роторной лопасти, в частности, в случае, по существу, треугольного или плавникового профиля.
Далее, указанный по меньшей мере один турбулизатор может содержать по меньшей мере одну основную пластину, на которой попарно расположены завихряющие элементы. Тем самым, могут изготовляться турбулизаторы для различных участков ротора, завихряющие элементы которых имеют подогнанное к отдельным участкам ротора отношение бокового расстояния к длине и/или бокового расстояния к высоте.
Согласно изобретению, к тому же, предлагается турбулизатор для роторной лопасти ветроэнергетической установки, причем этот турбулизатор имеет основную пластину с передней кромкой и задней кромкой, причем передняя кромка (пластины) в предусмотренной ориентации на роторной лопасти обращена в направлении передней кромки (лопасти), и причем задняя кромка (пластины) в предусмотренной ориентации на роторной лопасти обращена в направлении задней кромки (лопасти), и благодаря этому задана ориентация основной пластины от комля роторной лопасти к концевой части роторной лопасти, причем на этой основной пластине установлено несколько завихряющих элементов. В зависимости от соответствующей дистанции от системы завихряющих элементов до комля роторной лопасти происходит вариация геометрической формы завихряющих элементов на этой основной пластине.
Указанные завихряющие элементы расположены предпочтительно попарно, причем особенно предпочтительно, если несколько пар расположено на одной основной пластине.
Направление основной пластины, соответственно, ее передней кромки и ее задней кромки не обязательно полностью параллельны продольному направлению роторной лопасти. Например, основная пластина может быть параллельна и задней кромке роторной лопасти или быть выполнена наклонной под определенным углом, например, до 20°, предпочтительно менее, чем 10° к продольному направлению и/или к задней кромке.
Согласно изобретению, к тому же, предлагается ветроэнергетическая установка, которая выполнена с одной или несколькими роторными лопастями согласно по меньшей мере одному из вышеописанных вариантов выполнения и/или с по меньшей мере одним предлагаемым изобретением турбулизатором. В частности, предлагается ветроэнергетическая установка с тремя роторными лопастями, причем каждая из этих роторных лопастей выполнена согласно любому из вышеописанных вариантов выполнения.
И, наконец, согласно изобретению, предлагается, к тому же, способ оптимизации ветроэнергетической установки, причем эта ветроэнергетическая установка имеет роторную лопасть со стороной разрежения и напорной стороной для ветроэнергетической установки, и причем эта роторная лопасть имеет: комель роторной лопасти в ступичной области для прикрепления роторной лопасти к ступице ротора; концевую часть роторной лопасти, которая расположена на обращенной от комля роторной лопасти стороне области концевой части; по меньшей мере один турбулизатор, который расположен между комлем роторной лопасти и концевой частью роторной лопасти. Указанный по меньшей мере один турбулизатор содержит расположенные в продольном направлении роторной лопасти рядом друг с другом завихряющие элементы, имеющие длину и высоту, каждый из которых ориентирован под углом к направлению основного потока роторной лопасти, причем эти завихряющие элементы расположены на боковом расстоянии друг от друга. Указанный способ характеризуется тем, что вариация геометрической формы завихряющих элементов осуществляется в зависимости от соответствующей дистанции между завихряющим элементом и комлем роторной лопасти.
Другие примеры и преимущества будут рассмотрены ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи. На чертежах показано следующее.
Фиг. 1 – схематичное изображение ветроэнергетической установки;
Фиг. 2 – схематичное изображение роторной лопасти;
Фиг. 3 – схематичное изображение турбулизатора;
Фиг. 4 – два схематичных графика изменения коэффициента подъемной силы в зависимости от угла атаки для профиля с турбулизаторами;
Фиг. 5 – два схематичных графика изменения аэродинамического качества в зависимости от угла атаки для профиля с турбулизаторами; и
Фиг. 6 – схематичное изображение роторной лопасти.
На Фиг. 1 показана ветроэнергетическая установка 100 с башней 102, сооруженной на фундаменте 103. На верхнем, противоположном фундаменту 103 конце находится гондола 104 (машинное отделение) с ротором 105, который имеет ступицу 106 ротора и закрепленные на ней роторные лопасти 1, которые будут описаны более подробно со ссылкой на другие чертежи. Ротор 105 связан с электрическим генератором внутри гондолы 104 для преобразования механической работы в электрическую энергию. Гондола 104 установлена поворотно на башне 102, фундамент 103 которой обеспечивает необходимую устойчивость.
На Фиг. 2 показано схематичное изображение роторной лопасти 1 в одном варианте выполнения. Эта роторная лопасть 1 на одном конце имеет комель 2 роторной лопасти, а на обращенном от него конце имеет концевую часть 3 роторной лопасти. На комле 2 роторной лопасти или в общем в области вблизи комля 2 роторной лопасти эта роторная лопасть 1 имеет большую хорду профиля. На концевой части 3 роторной лопасти хорда профиля, напротив, гораздо меньше. Хорда профиля, начиная от комля 2 роторной лопасти, который можно назвать также комлем 2 профиля, в этом примере после возрастания во внутренней области лопасти, значительно убывает вплоть до средней области 4. В этой средней области 4 может быть предусмотрено место разделения (здесь не показано). От средней области 4 вплоть до концевой части 3 роторной лопасти хорда профиля является почти постоянной или, соответственно, убывание хорды профиля является существенно меньшим. Роторная лопасть 1 имеет, например, по существу, выпуклую сторону 7 разрежения, например, по существу, вогнутую напорную сторону, переднюю кромку 5 и заднюю кромку 6. Напорная сторона и/или сторона разрежения могут быть также и прямолинейными или, соответственно, быть выполнены какой-то иной формы. Ссылочной позицией 8 обозначена общая длина роторной лопасти 1.
Далее, на Фиг. 2 показаны расположенные на стороне 7 разрежения роторной лопасти 1 турбулизаторы 9, которые называют также возбудителями вихря. Турбулизаторы 9 содержат расположенные попарно рядом друг с другом завихряющие элементы 10, 11. Соответствующие завихряющие элементы 10, 11 проходят на отдельных участках между передней кромкой 5 и задней кромкой 6 и ориентированы соответственно под углом к направлению SR основного потока обтекаемой роторной лопасти 1, так что эти пары завихряющих элементов 10, 11 имеют характер прохождения, расширяющийся от передней кромки 5 к задней кромке 6.
Указанные завихряющие элементы 10, 11 в этом примере проходят перпендикулярно поверхности роторной лопасти 1, причем возможны и другие, отличные от прямого угла, углы между завихряющими элементами 10, 11 и поверхностью роторной лопасти 1. В данном примере турбулизаторы 9 показаны расположенными на стороне 7 разрежения, тогда как можно - альтернативно или дополнительно - располагать турбулизаторы 9 на напорной стороне.
Завихряющие элементы 10, 11 расположены на расстоянии R от ступицы ротора, соответственно, от комля 2 роторной лопасти. Ступичная область I роторной лопасти 1 проходит, начиная от комля 2 роторной лопасти, по существу, вплоть до средней области 4. Область II концевой части роторной лопасти 1 проходит, по существу, от средней области 4 вплоть до концевой части 3 роторной лопасти.
На Фиг. 3 показано схематичное изображение одного варианта выполнения турбулизатора 9, вид в перспективе. Этот турбулизатор 9 может иметь по меньшей мере одну основную пластину 13, которая служит для размещения турбулизатора 9 на поверхности роторной лопасти. Основная пластина 13 имеет переднюю кромку 14 и заднюю кромку 15. Между передней кромкой 14, которая в установленной на роторной лопасти 1 позиции обращена к передней кромке 5, и задней кромкой 15, обращенной к задней кромке 6, проходят соответствующие завихряющие элементы 10, 11, которые в этом примере имеют, по существу, треугольный или плавниковый контур.
Указанные завихряющие элементы 10, 11 имеют каждый высоту H, причем градиент высоты в направлении задней кромки 15 основной пластины 13 возрастает вплоть до максимального значения, а также длину L, которая характеризует протяженность соответствующего завихряющего элемента 10, между передней кромкой 14 и задней кромкой 15, соответственно, в плоскости роторной лопасти.
Указанные расположенные соответственно попарно рядом друг с другом завихряющие элементы 10, 11 расположены наклонно под углом к направлению SR основного потока, причем, начиная от передней кромки 14, к задней кромке 15 устанавливается расширяющийся характер прохождения соседних завихряющих элементов 10, 11. Два расположенных рядом друг с другом завихряющих элемента 10, 11 имеют, по существу, симметричную ориентацию относительно направления SR основного потока, то есть, один завихряющий элемент 10 из этих попарно расположенных завихряющих элементов 10, 11 в продольном направлении роторной лопасти обращен наружу, а другой завихряющий элемент 11 в продольном направлении роторной лопасти обращен внутрь. Боковое расстояние между двумя концевыми частями двух ориентированных, по существу, в одном направлении завихряющих элементов 10, соответственно, 11 обозначено позициями D, соответственно, D1.
Турбулизаторы образуют пассивное средство для воздействия на поток, поскольку в общем расположенные на одинаковых боковых расстояниях завихряющие элементы турбулизаторов вызывают завихрение потока граничного слоя, так как эти завихряющие элементы расположены наклонно, под углом к направлению основного потока. Турбулизаторы завихряют близкий к стенке поток на роторной лопасти, вследствие чего сильно возрастает обмен количествами движения между близким к стенке и удаленным от стенки слоями потока, и увеличиваются скорости потока в близком к стенке граничном слое. За счет повышенных скоростей близкого к стенке потока указанный поток в состоянии на более длинном пути потока на поверхности роторной лопасти преодолевать скачки давления. Тем самым повышается устойчивость к срывам потока.
Ветроэнергетическая установка работает не в одной стационарной рабочей точке, но постоянно подвержена различным воздействиям, которые ведут к тому, что аэродинамическая рабочая точка на роторной лопасти 1 непрерывно меняется. Углы α атаки, которые имеют место на радиусе роторной лопасти 1, непрерывно варьируются при работе установки. В частности, такие параметры, как турбулентность набегающего потока, горизонтальное и вертикальное срезание приземного пограничного слоя и плотность воздуха, если уж называть важнейшие параметры, оказывают влияние на распределение углов атаки на роторной лопасти 1. Так, мелкомасштабные турбулентности набегающего потока или изменения плотности воздуха вызывают снижение коэффициента быстроходности, что приводит к тому, что угол α атаки во внутренней области, т.е. от ступичной области I вплоть до средней области 4 роторной лопасти 1 варьируется сильнее, чем во внешней области, т.е. от средней области 4 вплоть до области II концевой части роторной лопасти 1. Поэтому во внутренней области роторной лопасти 1 для угла α атаки при работе предусматриваются большие резервы, чем во внешней области роторной лопасти 1. Соответственно, турбулизаторы 9 находят применение, в частности, во внутренней области роторной лопасти 1. Эти турбулизаторы 9 за счет увеличения устойчивости к срывам потока расширяют область применения профиля роторной лопасти 1, так называемую линейную ветвь, в которой имеет место пропорциональная взаимосвязь между подъемной силой и углом атаки.
Далее, все больше возрастает влияние аэродинамического качества ε, соответственно, коэффициента cW лобового сопротивления на мощность от комля 2 роторной лопасти к концевой части 3 роторной лопасти 1. По мере увеличения расстояния от комля 2 роторной лопасти для производительности и выхода установки является существенным достижение низких значений коэффициента cW лобового сопротивления или, соответственно, высоких значений аэродинамического качества ε.
Для надежной работы ветроэнергетической установки во внутренней области роторной лопасти 1 должны компенсироваться большие колебания угла атаки, что может гарантироваться за счет роторных лопастей 1 с расположенными на них турбулизаторами 9. Недостаток пониженных значений аэродинамического качества ε при использовании турубулизаторов 9 является приемлемым во внутренней области роторной лопасти 1, так как влияние аэродинамического качества ε на выход установки во внутренней области роторной лопасти 1 пренебрежимо мало. Чем дальше находишься на роторной лопасти 1, тем меньше становятся диапазоны углов атаки, которые должны покрываться, и тем больше влияние аэродинамического качества ε на выход ветроэнергетической установки. Для учета этих обстоятельств выбор размеров завихряющих элементов 10, 11 производится в зависимости от соответствующего расстояния R между системой завихряющих элементов 10, 11 и комлем 2 роторной лопасти. То есть с увеличением дистанции R от ступицы ротора или, соответственно, комля 2 роторной лопасти изменяются геометрические размеры - высота H, длина L и/или боковое расстояние D завихряющих элементов 10, 11.
При этом отношение V бокового расстояния D к высоте H, соответственно, бокового расстояния D к длине L варьируется, причем отношение V бокового расстояния D к высоте H, соответственно, бокового расстояния D к длине L возрастает с увеличением дистанции R. В ступичной области I ротора выбирается маленькое отношение V бокового расстояния D к высоте H или, соответственно, отношение V бокового расстояния D к длине L, так что имеющиеся там большие вариации углов атаки при работе ветроэнергетической установки могут компенсироваться без срывов потока. И, напротив, с увеличением дистанции R является приемлемым снижение максимально допустимых углов атаки, которое возникает при возрастании отношения V бокового расстояния D к высоте H или, соответственно, отношение V бокового расстояния D к длине L. Поскольку с увеличением дистанции R до ступицы ротора уменьшаются также обусловленные рабочим режимом вариации углов атаки, то в таком случае можно учитывать постоянно возрастающее влияние высоких значений аэродинамического качества на выход.
В одном альтернативном варианте выполнения точно так же или альтернативно варьируется угол γ, под которым завихряющие элементы 10, 11 расположены относительно направления SR основного потока, с увеличением дистанции R от ступицы ротора или, соответственно, от комля 2 роторной лопасти. В частности, с увеличением дистанции R предусматривается меньший угол относительно направления SR основного потока.
На Фиг. 4 и Фиг. 5 представлены по два графика 16, 17 и, соответственно, 18, 19 изменения коэффициента cA подъемной силы и аэродинамическое качество ε в зависимости от угла α атаки для снабженной турбулизаторами 9 роторной лопасти 1 для соответствующих двух различных значений отношения V бокового расстояния D к высоте H. Эти графики 16, соответственно, 18 были определены для первого отношения V бокового расстояния D к высоте H, тогда как графики 17, соответственно, 19 были определены для второго отношения V бокового расстояния D1 к высоте H, причем это боковое расстояние D1 больше, чем боковое расстояние D.
Из представленных на Фиг. 4 графиков 16 и 17 видно, что максимальный коэффициент cA подъемной силы уменьшается с увеличивающимся отношением V бокового расстояния D к высоте H. И, напротив, представленные на Фиг. 5 графики 18 и 19 показывают, что максимально достижимое аэродинамическое качество ε возрастает в широком диапазоне угла атаки. То есть, если отношение V бокового расстояния D к высоте H или, соответственно, бокового расстояния D1 к длине L завихряющих элементов 10, 11 в ступичной области I роторной лопасти 1 выбирается маленьким, то на этом участке профиля роторной лопасти 1 допустим высокий максимальный угол α атаки, что, однако, сопровождается сниженным аэродинамическим качеством ε. Если отношение бокового расстояния D к высоте H или, соответственно, бокового расстояния D1 к длине L возрастает к концевой части 3, то в таком случае уменьшаются максимально достижимые углы α атаки в пользу улучшенных аэродинамических качеств ε.
На Фиг. 6 схематично показана роторная лопасть 1, у которой расстояние между парами завихряющих элементов 10, 11 возрастает по мере увеличения расстояния от комля 2 роторной лопасти. По всей протяженности в продольном направлении роторной лопасти указанные завихряющие элементы 10, 11, по существу, идентичны, т.е. установлены под одним углом и имеют идентичную высоту H и длину L.
Благодаря использованию только одного вида, в частности, предоставляемых попарно завихряющих элементов 10, 11 может быть упрощен монтаж, например, на месте установки, так как снижается опасность перепутывания и неправильной сборки завихряющих элементов 10, 11. С этим связаны также и технологические преимущества, так как требуется лишь один производственный инструмент, например, при изготовлении методом литья под давлением.
Кроме того, вариант выполнения по Фиг. 6 может комбинироваться со всеми другими из описанных геометрических вариаций с обеспечением связанных с этим преимуществ.
Попадающий на ветроэнергетическую установку порыв ветра, то есть изменение скорости в набегающем потоке, вызывает на эксплуатируемой роторной лопасти 1 изменение эффективного угла атаки. Этот эффективный угол атаки получается из векторного сложения окружной скорости и скорости набегающего ветра. По этому отношению окружной скорости к скорости ветра определяется, тем самым, влечет ли за собой изменение скорости в набегающем потоке большее или меньшее изменение эффективного угла атаки.
На комле 2 роторной лопасти порыв вызывает большое изменение эффективного угла атаки, так как скорость набегающего потока является большой по отношению к окружной скорости. На внешней лопасти, вблизи концевой части 3 роторной лопасти, где окружная скорость на несколько порядков выше, а скорость набегающего потока в этом отношении соответственно значительно меньше, один и тот же порыв ветра приводит лишь к незначительным изменениям эффективного угла атаки.
По этой причине необходимо на внутренней лопасти рассчитать турбулизаторы 9 таким образом, чтобы они в результате имели как можно больший резерв углов атаки. Это может выражаться также через желаемую, максимально длинную поляру профиля без срывов и имеет место при относительно небольшом расстоянии между турбулизаторами 9. Возникающее за счет этого дополнительное сопротивление и получающаяся в результате сниженная характеристика скольжения при небольших окружных скоростях вряд ли имеют большое значение для производительности ветроэнергетической установки.
На внешней лопасти вблизи концевой части 3 роторной лопасти по изложенным причинам требуются меньшие дополнительные резервы углов атаки. Кроме того, слишком большое сопротивление на роторной лопасти 1 при высоких окружных скоростях имело бы значительно более негативные последствия для производительности ротора, чем на комле 2 роторной лопасти. Поэтому в этой области предпочтительно предусмотрены увеличивающиеся расстояния между турбулизаторами 9, которые за счет меньшего сопротивления имеют лучшую характеристику скольжения и несколько меньшее увеличение угла атаки до сваливания.
Альтернативно или дополнительно - представляется целесообразным использование снаружи меньших турбулизаторов 9, особенно предпочтительно в сочетании с увеличением расстояния к внешней стороне, даже если эти турбулизаторы 9 уменьшаются по величине в направлении наружу. Особенно предпочтительно, если турбулизаторы 9 выбираются из 3-5 имеющихся в распоряжении турбулизаторов 9 различных размеров, так что трудоемкость, например, при складском хранении и сборке остается ограниченной.
В отношении производимого шума справедливо, что чем больше возникает шума, тем больше турбулизаторов 9 находится на ветру. Далее, действительно, чем выше скорость ветра, тем больше шума производит каждый отдельный из турбулизаторов 9. Более низкая по сравнению с комлем 2 роторной лопасти плотность турбулизаторов 9 в направлении наружу является предпочтительной, также и с акустической точки зрения.
Для конструктивных данных роторной лопасти 1 действительной целью является поддержание магнитной постоянной по радиусу на оптимальном значении производительности, равном 1/3. Это обусловлено небольшой скоростью в области комля 2 роторной лопасти лишь за счет увеличения хорды профиля, что возможно лишь условно из соображений транспортировки, или за счет увеличения коэффициентов подъемной силы. Поэтому оптимальный по производительности ротор с ограниченной максимальной хордой на комле 2 роторной лопасти всегда следует рассчитывать так, чтобы в комлевой области достигались максимально высокие значения коэффициента подъемной силы.
Claims (39)
1. Роторная лопасть (1) со стороной разрежения и напорной стороной для ветроэнергетической установки, содержащая:
- комель (2) роторной лопасти в ступичной области (I) для прикрепления роторной лопасти (1) к ступице ротора,
- концевую часть (3) роторной лопасти, расположенную на обращенной от комля (2) роторной лопасти стороне области (II) концевой части,
- по меньшей мере один турбулизатор (9), расположенный между комлем (2) роторной лопасти и концевой частью (3) роторной лопасти,
причем указанный по меньшей мере один турбулизатор (9) в продольном направлении роторной лопасти имеет расположенные рядом друг с другом завихряющие элементы (10, 11), имеющие длину (L) и высоту (H), каждый из которых ориентирован под углом к направлению (SR) основного потока роторной лопасти (1), причем завихряющие элементы (10, 11) в продольном направлении роторной лопасти имеют между собой боковое расстояние (D, D1),
причем в зависимости от соответствующей дистанции (R) между системой завихряющих элементов (10, 11) и комлем (2) роторной лопасти имеет место вариация геометрической формы завихряющих элементов (10, 11),
отличающаяся тем, что вариация геометрической формы завихряющих элементов (10, 11) получается по меньшей мере из одного из:
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к длине (L), которое может определяться как функция дистанции (R),
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к высоте (H), которое может определяться как функция дистанции (R),
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к углу относительно направления (SR) основного потока роторной лопасти (1), которое может определяться как функция дистанции (R), и
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к внутреннему углу удаленной от поверхности роторной лопасти (1) концевой части завихряющего элемента (10, 11), которое может определяться как функция дистанции (R).
2. Роторная лопасть (1) по п. 1, причем завихряющие элементы (10, 11) попарно ориентированы под реализованными, по существу, противоположно углами к направлению (SR) основного потока роторной лопасти (1), причем боковое расстояние (D, D1) определяется между расположенными рядом друг с другом завихряющими элементами (10, 11), по существу, с одинаковым углом.
3. Роторная лопасть (1) по любому из пп. 1 или 2, отличающаяся тем, что отношение бокового расстояния (D, D1) к длине (L) и/или бокового расстояния (D, D1) к высоте (H) растет с увеличением дистанции (R), и/или отношение бокового расстояния (D, D1) к установочному углу завихряющих элементов (10, 11) растет с увеличением дистанции (R).
4. Роторная лопасть (1) по п. 3, отличающаяся тем, что длина (L) и/или высота (H), и/или установочный угол завихряющих элементов (10, 11) являются, по существу, постоянными.
5. Роторная лопасть (1) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что завихряющие элементы (10, 11) имеют, по существу, треугольный или плавниковый профиль.
6. Роторная лопасть (1) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что турбулизатор (9) содержит по меньшей мере одну основную пластину (13), на которой расположены попарно завихряющие элементы (10, 11).
7. Турбулизатор (9) для роторной лопасти (1) ветроэнергетической установки,
причем турбулизатор имеет основную пластину (13) с передней кромкой (14) и задней кромкой (15),
причем передняя кромка (14) в предусмотренной ориентации на роторной лопасти (1) обращена в направлении передней кромки, и причем задняя кромка (15) в предусмотренной ориентации на роторной лопасти (1) обращена в направлении задней кромки, и за счет этого задана ориентация основной пластины (13) от комля (2) роторной лопасти к концевой части роторной лопасти,
причем на основной пластине (3) расположено несколько завихряющих элементов (10, 11),
причем в зависимости от соответствующей дистанции (R) между системой завихряющих элементов (10, 11) и комлем (2) роторной лопасти имеет место вариация геометрической формы завихряющих элементов (10, 11) на основной пластине (13),
отличающийся тем, что вариация геометрической формы завихряющих элементов (10, 11) получается по меньшей мере из одного из
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к длине (L), которое может определяться как функция дистанции (R),
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к высоте (H), которое может определяться как функция дистанции (R),
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к углу относительно направления (SR) основного потока роторной лопасти (1), которое может определяться как функция дистанции (R), и
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к внутреннему углу удаленной от поверхности роторной лопасти (1) концевой части завихряющего элемента (10, 11), которое может определяться как функция дистанции (R).
8. Ветроэнергетическая установка с ротором, причем ротор имеет по меньшей мере одну роторную лопасть (1) по любому из пп. 1-6 и/или по меньшей мере один турбулизатор по п. 7.
9. Способ оптимизации ветроэнергетической установки, причем ветроэнергетическая установка имеет роторную лопасть (1) со стороной разрежения и напорной стороной для ветроэнергетической установки, причем роторная лопасть имеет:
- комель (2) роторной лопасти в ступичной области (I) для прикрепления роторной лопасти (1) к ступице ротора,
- концевую часть (3) роторной лопасти, расположенную на обращенной от комля (2) роторной лопасти стороне области (II) концевой части,
- по меньшей мере один турбулизатор (9), расположенный между комлем (2) роторной лопасти и концевой частью (3) роторной лопасти,
причем указанный по меньшей мере один турбулизатор (9) содержит в продольном направлении роторной лопасти расположенные рядом друг с другом завихряющие элементы (10, 11), имеющие длину (L) и высоту (H), которые ориентированы соответственно под углом к направлению (SR) основного потока роторной лопасти (1),
причем завихряющие элементы (10, 11) имеют между собой боковое расстояние (D, D1),
причем в зависимости от соответствующей дистанции (R) между системой завихряющих элементов (10, 11) и комлем (2) роторной лопасти осуществляют вариацию геометрической формы завихряющих элементов (10, 11),
отличающийся тем, что вариацию геометрической формы завихряющих элементов (10, 11) получают по меньшей мере из одного из:
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к длине (L), которое может определяться как функция дистанции (R),
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к высоте (H), которое может определяться как функция дистанции (R),
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к углу относительно направления (SR) основного потока роторной лопасти (1), которое может определяться как функция дистанции (R), и
- отношения (V) бокового расстояния (D, D1) к внутреннему углу удаленной от поверхности роторной лопасти (1) концевой части завихряющего элемента (10, 11), которое может определяться как функция дистанции (R).
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE102018117398.9 | 2018-07-18 | ||
| DE102018117398.9A DE102018117398A1 (de) | 2018-07-18 | 2018-07-18 | Rotorblatt für eine Windenergieanlage und Windenergieanlage |
| PCT/EP2019/069351 WO2020016351A1 (de) | 2018-07-18 | 2019-07-18 | Rotorblatt für eine windenergieanlage und windenergieanlage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2766498C1 true RU2766498C1 (ru) | 2022-03-15 |
Family
ID=67390075
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021103877A RU2766498C1 (ru) | 2018-07-18 | 2019-07-18 | Роторная лопасть для ветроэнергетической установки и ветроэнергетическая установка |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11644007B2 (ru) |
| EP (1) | EP3824176A1 (ru) |
| JP (1) | JP7186805B2 (ru) |
| CN (1) | CN112424469A (ru) |
| CA (1) | CA3104294C (ru) |
| DE (1) | DE102018117398A1 (ru) |
| RU (1) | RU2766498C1 (ru) |
| WO (1) | WO2020016351A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112943565B (zh) * | 2021-03-16 | 2021-12-28 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种具有波浪形涡流发生器的风机叶片及其设计方法 |
| DE102022124161A1 (de) | 2022-09-21 | 2024-03-21 | Nordex Energy Se & Co. Kg | Vortexgeneratorstreifen zur Befestigung an einem Windenergieanlagenrotorblatt |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118699C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-09-10 | Институт теоретической и прикладной механики СО РАН | Ветроустановка и способ ее работы |
| US20140328693A1 (en) * | 2013-05-03 | 2014-11-06 | General Electric Company | Rotor blade assembly having vortex generators for wind turbine |
| US20140328692A1 (en) * | 2013-05-02 | 2014-11-06 | General Electric Company | Attachment system and method for wind turbine vortex generators |
| EP3211220A1 (en) * | 2016-02-26 | 2017-08-30 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Vortex generator for wind turbine blade, wind turbine blade, wind turbine power generating apparatus, and method of mounting vortex generator |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058837A (en) * | 1989-04-07 | 1991-10-22 | Wheeler Gary O | Low drag vortex generators |
| DK1886016T3 (en) * | 2005-05-17 | 2017-06-19 | Vestas Wind Sys As | Pitch-controlled wind turbine blade with turbulence generating means, a wind turbine and its use |
| EP2027390B2 (en) * | 2006-06-09 | 2020-07-01 | Vestas Wind Systems A/S | A wind turbine blade and a pitch controlled wind turbine |
| CN102187092B (zh) * | 2008-09-19 | 2015-05-20 | 考特能源有限公司 | 带低进气顶端的风力涡轮机 |
| US9039381B2 (en) * | 2010-12-17 | 2015-05-26 | Vestas Wind Systems A/S | Wind turbine blade and method for manufacturing a wind turbine blade with vortex generators |
| DK2484897T3 (en) * | 2011-02-04 | 2014-03-10 | Lm Wind Power As | Vortex generator for a wind turbine and having a base portion with a recess for an adhesive |
| ES2640514T3 (es) | 2011-07-22 | 2017-11-03 | Lm Wp Patent Holding A/S | Álabe de turbina eólica que comprende generadores de vórtice |
| ES2759027T3 (es) * | 2011-07-22 | 2020-05-07 | Lm Wp Patent Holding As | Una disposición de generador de vórtice para una superficie de sustentación |
| EP2548801A1 (en) | 2011-07-22 | 2013-01-23 | LM Wind Power A/S | Wind turbine blade comprising vortex generators |
| ES2554863T5 (es) * | 2011-11-23 | 2019-05-07 | Siemens Ag | Pala de turbina eólica |
| EP2713044B2 (en) | 2012-09-28 | 2022-12-07 | Siemens Gamesa Renewable Energy A/S | Wind turbine rotor blade |
| DE102013202666A1 (de) * | 2013-02-19 | 2014-08-21 | Senvion Se | Rotorblatt einer Windenergieanlage |
| DE102013206437A1 (de) * | 2013-04-11 | 2014-10-16 | Senvion Se | Rotorblatt einer Windenergieanlage und Windenergieanlage |
| DE102013210901A1 (de) * | 2013-06-11 | 2014-12-11 | Wobben Properties Gmbh | Rotorblatt einer Windenergieanlage und Windenergieanlage |
| US9624782B2 (en) * | 2013-11-11 | 2017-04-18 | General Electric Company | Template for aligning surface features on a rotor blade |
| US9752559B2 (en) * | 2014-01-17 | 2017-09-05 | General Electric Company | Rotatable aerodynamic surface features for wind turbine rotor blades |
| WO2015169471A1 (en) * | 2014-05-06 | 2015-11-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Noise reduction means for a rotor blade of a wind turbine |
| DE102014106529B4 (de) * | 2014-05-09 | 2016-02-04 | Senvion Gmbh | Reparaturverfahren für Vortexgenerator und ein Bausatz dafür |
| DE102014213930A1 (de) * | 2014-07-17 | 2016-01-21 | Wobben Properties Gmbh | Rotorblattspitzenhinterkante |
| JP2016041916A (ja) | 2014-08-18 | 2016-03-31 | 株式会社日本自動車部品総合研究所 | 風車装置 |
| US10087912B2 (en) * | 2015-01-30 | 2018-10-02 | General Electric Company | Vortex generator for a rotor blade |
| US9869297B2 (en) * | 2015-05-07 | 2018-01-16 | General Electric Company | Attachment method and system to install components, such as vortex generators, to a wind turbine blade |
| JP6148312B2 (ja) | 2015-11-12 | 2017-06-14 | 三菱重工業株式会社 | ボルテックスジェネレータ、風車翼および風力発電装置 |
| JP6154037B1 (ja) * | 2016-02-26 | 2017-06-28 | 三菱重工業株式会社 | ボルテックスジェネレータの取付方法及びテンプレート |
| JP6632553B2 (ja) | 2017-01-16 | 2020-01-22 | 三菱重工業株式会社 | ボルテックスジェネレータ及びその設置方法、並びに風車翼及び風力発電装置 |
| JP6779180B2 (ja) * | 2017-06-30 | 2020-11-04 | 三菱重工業株式会社 | ボルテックスジェネレータ及び風車翼アセンブリ |
| JP6732697B2 (ja) * | 2017-07-05 | 2020-07-29 | 三菱重工業株式会社 | 風車翼へのボルテックスジェネレータの配置位置決定方法、風車翼アセンブリの製造方法及び風車翼アセンブリ |
| JP6783212B2 (ja) * | 2017-10-20 | 2020-11-11 | 三菱重工業株式会社 | 風車翼へのボルテックスジェネレータの配置位置決定方法、風車翼アセンブリの製造方法及び風車翼アセンブリ |
| JP6783211B2 (ja) * | 2017-10-20 | 2020-11-11 | 三菱重工業株式会社 | 風車翼及び風車翼へのボルテックスジェネレータの配置決定方法 |
-
2018
- 2018-07-18 DE DE102018117398.9A patent/DE102018117398A1/de active Pending
-
2019
- 2019-07-18 US US17/259,881 patent/US11644007B2/en active Active
- 2019-07-18 WO PCT/EP2019/069351 patent/WO2020016351A1/de active Application Filing
- 2019-07-18 RU RU2021103877A patent/RU2766498C1/ru active
- 2019-07-18 JP JP2020569976A patent/JP7186805B2/ja active Active
- 2019-07-18 CN CN201980047681.8A patent/CN112424469A/zh active Pending
- 2019-07-18 CA CA3104294A patent/CA3104294C/en active Active
- 2019-07-18 EP EP19742352.8A patent/EP3824176A1/de active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118699C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-09-10 | Институт теоретической и прикладной механики СО РАН | Ветроустановка и способ ее работы |
| US20140328692A1 (en) * | 2013-05-02 | 2014-11-06 | General Electric Company | Attachment system and method for wind turbine vortex generators |
| US20140328693A1 (en) * | 2013-05-03 | 2014-11-06 | General Electric Company | Rotor blade assembly having vortex generators for wind turbine |
| EP3211220A1 (en) * | 2016-02-26 | 2017-08-30 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Vortex generator for wind turbine blade, wind turbine blade, wind turbine power generating apparatus, and method of mounting vortex generator |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2021527774A (ja) | 2021-10-14 |
| US11644007B2 (en) | 2023-05-09 |
| CA3104294A1 (en) | 2020-01-23 |
| CA3104294C (en) | 2023-06-27 |
| WO2020016351A1 (de) | 2020-01-23 |
| DE102018117398A1 (de) | 2020-01-23 |
| CN112424469A (zh) | 2021-02-26 |
| EP3824176A1 (de) | 2021-05-26 |
| JP7186805B2 (ja) | 2022-12-09 |
| US20210222671A1 (en) | 2021-07-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8419373B1 (en) | Wind turbine blade, wind turbine generator equipped with wind turbine blade and method of designing wind turbine blade | |
| US10974818B2 (en) | Vortex generator arrangement for an airfoil | |
| EP2368034B1 (en) | Wind turbine blade having a flow guiding device with optimised height | |
| US9611833B2 (en) | Wind turbine blade with narrow shoulder and relatively thick airfoil profiles | |
| EP2877737B1 (en) | Wind turbine blade having a stall fence or flow diverter | |
| US10968885B2 (en) | Rotor blade of a wind turbine and a wind turbine | |
| US20150292522A1 (en) | System and method for trailing edge noise reduction of a wind turbine blade | |
| US11149707B2 (en) | Wind turbine blade and method for determining arrangement of vortex generator on wind turbine blade | |
| WO2013060722A1 (en) | Wind turbine blade provided with slat | |
| EP2307703A1 (en) | Blade for a rotor of a wind or water turbine | |
| RU2766498C1 (ru) | Роторная лопасть для ветроэнергетической установки и ветроэнергетическая установка | |
| US11035340B2 (en) | Fluidic turbine structure | |
| US10808676B2 (en) | Method for determining arrangement position of vortex generator on wind turbine blade, method for producing wind turbine blade assembly, and wind turbine blade assembly | |
| JP2019078191A5 (ru) | ||
| CN104204510A (zh) | 具有导片的用于风力涡轮机的叶片 | |
| CN107923364B (zh) | 成形为增强尾流扩散的转子叶片 | |
| US20220112874A1 (en) | Rotor blade for a wind power installation, wind power installation, and method for designing a rotor blade | |
| EP2851556A1 (en) | Arrangement to reduce noise of a wind turbine rotor blade | |
| EP3847368A1 (en) | Fluidic turbine structure | |
| DK201770908A1 (en) | WIND TURBINE BLADE VORTEX GENERATORS | |
| KR102606803B1 (ko) | 풍력 발전기용 블레이드 | |
| EP3916217A1 (en) | Wind turbine blade and method of deciding arrangement of vortex generators for wind turbine blade | |
| US20230258151A1 (en) | Rotor blade, wind turbine, serration angle, environmental parameters |