WO2016009037A1 - Windenergieanlagen-rotorblatt, rotorblatthinterkante, und verfahren zum herstellen eines windenergieanlagen-rotorblattes, und windenergieanlage - Google Patents

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trailing edge
angle
prong
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Mohammad Kamruzzaman
Andree Altmikus
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the invention relates to a trailing edge for a wind turbine rotor blade, a rotor blade trailing edge and a wind turbine.
  • the present invention relates to a method for producing a rotor blade.
  • Wind turbines are generally known and designed, for example, as shown in FIG.
  • the rotor blades of a wind turbine usually have a suction and a pressure side.
  • the suction and pressure sides converge at the trailing edge of the rotor blade. Due to the pressure difference between the suction and pressure sides, vortices can be generated which can cause noise emission and power reduction at the trailing edge of the rotor blade.
  • German Patent and Ark Office has researched the following prior art: DE 10 2008 037 368 A1, EP 0 652 367 A1, WO 2014/086919 A1, US 2003/0 175 121 A1 and US 5 088 665 A.
  • the present invention is therefore based on the object to address at least one of the above-mentioned problems, in particular a solution is to be proposed, which further increases the effectiveness of a rotor blade of a wind turbine and reduces the noise emission.
  • the object of the present invention is, in particular, to further increase the efficiency of a rotor blade without increasing or simultaneously reducing noise effects. At least an alternative solution should be created.
  • a wind turbine rotor blade has a rotor blade tip, a rotor blade root, a suction side, a pressure side, a rotor blade length, a tread depth and a pitch axis of rotation.
  • the tread depth decreases along the rotor blade length from the rotor blade root to the rotor blade tip.
  • the trailing edge has a trailing edge trajectory that depicts the contour of the trailing edge.
  • the trailing edge has a plurality of serrations for improving flow behavior at the trailing edge.
  • the prongs each have a serrated point, two prong edges and an angle bisector.
  • the teeth edges are not provided parallel to a direction of flow, which is perpendicular to the pitch axis of rotation.
  • the prong edges are not perpendicular to a tangent to the trailing edge line.
  • the trailing edge course line has a plurality of sections, wherein at least one of the sections is not parallel to the pitch axis of rotation.
  • a length of the two trailing edges of a tine is unequal and / or the bisector of a tine is not perpendicular to the pitch axis of rotation and / or an angle bisector to a tangent to the trailing edge line has an angle between 70 and 110 degrees , especially 90 degrees.
  • the rotor blade can have a trailing edge with a trailing edge curve over its entire blade length, that is from the rotor blade root to the rotor blade tip.
  • the trailing edge course line forms the contour of the trailing edge, ie the line in which meet the suction and the pressure side of the rotor blade.
  • a trailing edge course is a curved line.
  • the several prongs are arranged side by side.
  • the prongs are provided or aligned depending on the trailing edge curve. That is, in the design of the teeth at the trailing edge, the trailing edge course is taken into account and thus the contour or the geometry of the trailing edge. Accordingly, curvatures and the like are also taken into account when aligning the serrations at the trailing edge. This has the advantage that the teeth are optimally adapted to the trailing edge course and thus occurring eddies can be reduced.
  • the profiles or the geometries and thus also the trailing edge curve of rotor blades of different types of wind turbine are designed differently. The design is dependent on the different locations where different wind conditions such as strong wind or low wind can prevail.
  • the definition of the teeth depends on the geometry and operating parameters of the rotor blade or of the wind energy plant and thus on the trailing edge profile. Due to the arrangement of the prongs depending on the trailing edge curve, the prongs are individually adaptable to the respective profile of the rotor blade. The noise emission can thus be optimally reduced and the performance of the wind turbine can be increased.
  • the prongs are arranged normal to the trailing edge course.
  • the individual prongs each have a serrated height.
  • the maximum serrated height is on a normal to the trailing edge curve.
  • Such tines can absorb turbulence of varying magnitude occurring at the trailing edge and thus reduce the noise emission.
  • the spikes are aligned unevenly accordingly. They therefore point at least partially in different directions.
  • each prong has at least two prong edges and the rear edge has a prong trailing edge angle defined by a prong edge and the direction of inflow normal to the trailing edge line.
  • the tooth trailing edge angle is less than 90 °, in particular less than 45 °.
  • the values mentioned achieve optimum flow behavior at the trailing edge. That the serration trailing edge angle is normal to the trailing edge trajectory is a theoretical assumption. In reality, such a Zacken trailing edge angle may well be greater by a change in the flow, which does not lead to an optimal flow behavior at the trailing edge.
  • the serration trailing edge angle is variable along a rotor blade length, wherein the rotor blade length is defined by the length of the rotor blade from the rotor blade root to the rotor blade tip. That is, the angle between a serrated edge and the direction of flow, which is normal to the trailing edge is not limited to just one value. Rather, in the area of the rotor blade root, for example, different values for the tooth trailing edge angle can result than in the area of the rotor blade tip. Thus, an optimal flow behavior can be achieved.
  • the rotor blade has a pitch axis and the tines are arranged normal to the pitch axis.
  • the pitch axis of the rotor blade is to be understood as the axis about which the angle of attack, ie the pitch, of the rotor blades is adjusted.
  • the angle of attack or pitch angle is adjusted to regulate the performance of the wind turbine and to achieve optimal efficiency of the wind turbine with changing wind speeds.
  • the trailing edge has a serration pitch angle defined at a predetermined position on the trailing edge trajectory by a tangent.
  • the trailing edge trajectory has different points for each position along the span of the rotor blade. Placing a tangent in the respective point results in many different tangents and thus different prong pitch angles along the span of the rotor blade. The angle between the pitch axis and the respective tangent defines the tooth pitch angle. This is thus also calculated as a function of the trailing edge course.
  • the plurality of prongs and / or prong edges are arranged asymmetrically along one or the rotor blade length at the trailing edge.
  • the trailing edge contour line may have a curved shape and the serrations are aligned as a function of the trailing edge profile line, the serrations are differently oriented at different positions along the rotor blade length and thus not symmetrical.
  • the two toothed edges of a tooth can have different angles in relation to the flow. This allows different vortices to be compensated.
  • the trailing edge curve line is at least partially curved over the span of the rotor blade, so not straight. Since aerodynamic profiles have a very complex geometry for optimum performance, it is sometimes necessary for the trailing edge course to be not straight at some points along the length of the rotor blade, ie curved. Due to the fact that the tines are adapted to the trailing edge curve or are calculated as a function of this, such curvature is taken into account.
  • the rotor blade can thus be designed with regard to its profile and the optimal arrangement of the tines on the trailing edge or the serrated geometry.
  • the rotor blade has a rotor blade root and a rotor blade tip, wherein the serration trailing edge angle increases from the rotor blade root to the rotor blade tip at the serrated edges facing the rotor blade root and / or from the rotor blade root at the serrations facing away from the rotor blade root
  • Rotor blade tip decreases. That is, the serration trailing edge angle decreases on the one hand on the side of the serrations facing toward the rotor blade tip and on the other hand increases on the side of the serrations facing the rotor blade root.
  • a rotor blade for a wind energy plant is proposed to solve the problem, comprising at least one trailing edge according to one of the preceding embodiments.
  • a rotor blade is in particular a rotor blade of a wind turbine rotor with active blade adjustment.
  • the rotor blade is applicable to wind turbines of all power classes, in particular in power classes in a megawatt range. This results in the relationships, explanations and advantages according to at least one embodiment of the described trailing edge.
  • a wind energy plant with at least one rotor blade according to the invention, preferably with three rotor blades according to the invention is proposed.
  • a method for calculating a serrated geometry at a trailing edge of a rotor blade of an aerodynamic rotor of a wind energy plant.
  • the trailing edge on a trailing edge curve which maps the contour of the trailing edge
  • the serrated geometry is dependent on the Trailing edge curve calculated.
  • Each prong has a serration height, serration width and at least two pronged edges.
  • the teeth edges run from the serration width to the point of the teeth. You can touch in the point of the tip or alternatively, the point may be round or with another edge.
  • the serration geometry is defined by the present method, in particular via the arrangement of the serrated edges to the trailing edge profile line.
  • the serrations trailing edge angle is less than 90 °, preferably less than 60 °, in particular less than 45 °.
  • the flow direction is assumed as normal to the pitch axis of the rotor blade and / or in a method according to the invention
  • a plurality of prongs are aligned normal to the pitch axis, and a prong pitch angle is calculated, which corresponds between the pitch axis and a prong edge to the angle of a tangent at a position of the trailing edge.
  • the trailing edge trajectory has different points for each position along the span of the rotor blade. Inserting a tangent into the respective point results in many different tangents and thus different teeth pitch angles along the rotor blade length. The angle between the pitch axis and the respective tangent defines the tooth pitch angle. This is thus also calculated as a function of the trailing edge course. By adapting to the trailing edge curve, occurring vortices can be reduced, which also reduces the noise emission.
  • the method of calculating a trailing edge serration geometry according to at least one of the previously described embodiments is used. The calculations are based on the following considerations.
  • the Strouhal number is much smaller than 1.
  • the Strouhal number is a dimensionless parameter of the aerodynamics with which the rate of detachment of vertebrae can be described in unsteady flow.
  • the Strouhal number is influenced among other things by the jagged height. For the serration height, the following relationship results:
  • C2 has a value of 2 to 15 and a constant.
  • the jag height is thus calculated from the coherence length scale A p3 of the turbulent pressure fluctuation using a constant factor c2.
  • the factor c2 can be determined empirically, for example from test measurements or empirical values.
  • the ratio of the serration height to the serrated width is called -> 0.5, where
  • the angle between the local inflow direction and the toothed edge, ie the tooth trailing edge angle, is ⁇ ( ⁇ 90 °
  • ⁇ , ⁇ ⁇ ⁇ ,.
  • 6 t the Zacken pitch angle.
  • the tooth pitch angle varies along the rotor blade length depending on the trailing edge course.
  • FIG. 1 shows a wind power plant schematically in a perspective view.
  • Figure 2 shows schematically a rotor blade with a trailing edge with a serrated
  • FIG. 3 schematically shows a detail of a rotor blade with a serrated geometry of the trailing edge along the span.
  • FIG. 4 shows an enlarged section of the rotor blade of FIG. 3.
  • FIG. 5 shows a further enlarged section of the rotor blade of FIG. 3.
  • FIG. 6 shows schematically a detail of a rotor blade with two different ones
  • FIG. 7 shows an enlarged detail of the rotor blade of FIG. 6.
  • Figure 8 shows schematically a section of a rotor blade according to the first
  • FIG. 9 shows a schematic representation of a section of a rotor blade according to a second exemplary embodiment of the invention.
  • FIG. 1 schematically illustrates a wind energy plant as such, so that the intended serrated trailing edge on the rotor blade is not clearly recognizable.
  • FIG. 1 shows a wind power plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 200 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • the pitch of the three rotor blades is e.g. each adjustable by a pitch drive.
  • FIG. 2 schematically shows a wind power plant rotor blade 200 according to a first exemplary embodiment with a rotor blade trailing edge 201, which for the sake of simplicity is also referred to as trailing edge.
  • the rotor blade 200 has a rotor blade root 209 and a rotor blade tip 210.
  • the length between the rotor blade tip 210 and the rotor blade root 209 is referred to as rotor blade length L.
  • the rotor blade 200 has a pitch axis of rotation 200a.
  • the pitch axis of rotation 200a is the axis of rotation of the rotor blade when the pitch of the rotor blade is adjusted.
  • the rotor blade 200 has a suction side 200b, a pressure side 200c, and a leading edge 202.
  • the rotor blade 200 has a Profile depth 200d, which decreases along the length L of the rotor blade (toward the rotor blade tip).
  • the rotor blade 200 has an outer shell 200g inter alia with a fiber composite material, such as fiberglass. GFK (glass fiber reinforced plastic) or CFK (carbon fiber reinforced plastic) on. In addition, webs 200h may be provided between the suction side and the pressure side.
  • a fiber composite material such as fiberglass.
  • GFK glass fiber reinforced plastic
  • CFK carbon fiber reinforced plastic
  • the trailing edge 201 is not straight (along the length L of the rotor blade), but has a plurality of portions which may be oriented differently from the pitch axis of rotation 200a.
  • a trailing edge 201 is provided, which has a serrated profile with a plurality of prongs 205, which are arranged for example on a portion of the rotor blade 200 along the rotor blade 200 adjacent to each other.
  • Each prong 205 has a serrated tip 206 and two pronged edges 207 that touch each other in the serrated tip 206.
  • a serrated edge 207 likewise touches an adjacent serrated edge 207 and touches on the opposite side, ie in the region of the serrated tip 206 again the second serrated edge 207 belonging to the respective tine 205 etc.
  • the serrations 205 can also be provided, for example, in one or more further sections or over the entire blade length L of the rotor blade 200. Furthermore, it is possible that the prongs 205 also extend further beyond the trailing edge 201 of the rotor blade 200.
  • a trailing edge with the plurality of prongs 205 may be configured as a separate part 201 a.
  • a trailing edge portion 201 a with the plurality of prongs 205 can be retrofitted even with an existing rotor blade.
  • this trailing edge portion 201 a can be manufactured separately to be attached to the trailing edge during production of the rotor blade. For this purpose, it may be necessary for a section or cutout to be removed or cut out or cut out of the trailing edge of the already produced rotor blade.
  • FIG. 3 shows a cutout 252 of a rotor blade 200, as shown, for example, in FIG. 2, with a trailing edge course line, which in the present case is also referred to as the trailing edge course 250 for the sake of simplification.
  • a curve along the points MOEN marks the trailing edge course 250 of the rotor blade 200 as a function of various ner radial positions, ie different positions along the rotor blade length or the span of the rotor blade 200th
  • the local direction of flow A ' and A can be seen in FIG.
  • the local direction of flow A 'and A differs by two different assumptions.
  • the local flow direction A ' is assumed to be normal to the trailing edge.
  • the local flow direction A is provided normal to the pitch axis 200a of the rotor blade 200.
  • a plurality of prongs 255 are arranged, each having a serrated tip 256 and two prong edges 257.
  • the teeth 255 have a tooth height H and a tooth width ⁇ .
  • FIG. 4 shows an enlarged detail 252 of the rotor blade 200 of FIG. 3 at the points E and I on the trailing-edge course 250.
  • the serration height H E and the serration width ⁇ ⁇ are drawn at the point E.
  • the point G is located in the serration 256.
  • the point F is the intersection of the local flow direction A ' and the extension line of the point G, which are arranged at a right angle to each other.
  • the serrated edge 257 forms at the point E together with the local direction of flow A ' a Zacken trailing edge angle ⁇ ⁇ .
  • the angle ⁇ ⁇ can be calculated. From the triangle EFG in FIG. 4, this yields:
  • ⁇ ⁇ 14.03 °
  • the maximum noise reduction can be achieved if the angle between the main inflow direction and the toothed edge (or line EG in FIG. 4) is less than 90 °, in particular less than 45 °.
  • the angle ⁇ ⁇ calculated for FIG. 4 is in the stated range. It is also possible to vary the angle ⁇ , eg by varying the
  • H / A [0.5,1,2,4,6,8] and the assumption that the direction of flow is constant would give the following values for ⁇ : 45; 26.56; 14.03; 7.12; 4.76; 3.57 degrees. This assumes that the inflow direction remains unchanged. The local flow direction varies but during operation of the wind turbine.
  • FIG. 5 shows a further cutout 252 of the rotor blade 200 of FIG. 3 with the trailing edge course 250.
  • FIG. 5 shows a tangent 258 passing through the point E.
  • the serrations 255 are aligned normal to the trailing edge (to the tangent 258 of the trailing edge) , The normal to the trailing edge generates a pitch pitch angle ⁇ ⁇ with the direction of flow normal to the pitch axis 200a.
  • the tooth pitch angle ⁇ ⁇ is determined via the tangent at the point E (line XE 258). If the tangent 258 is different at each position of the trailing edge 250, the serration pitch angle ⁇ ⁇ varies from the beginning of the rotor blade 200 to the end of the rotor blade tip or from the rotor blade root to the rotor blade tip depending on the respective trailing edge curve 250 5, in particular at the positions E and I, it can be seen that the angle between the local inflow direction and the serrated edges 257 is made up of ⁇ ⁇ + ⁇ ⁇ or ⁇ , - ⁇
  • the prong edges 257 are not symmetrical about the inflow direction line AE, because the angle ⁇ + ⁇ ⁇ is not identical to the angle ⁇ - ⁇
  • FIG. 6 schematically shows a section 252 of a rotor blade 200 with two different serrated geometries.
  • the first geometry namely the serrations 255 are aligned normal to the trailing edge 250 of the rotor blade 200.
  • the second geometry namely the serrations 259 are aligned normal to the pitch axis 200a of the rotor blade 200.
  • the teeth 259 are shown with a dashed line. For this case, the angle between the direction of flow and the toothed edge at point E and I ⁇ ⁇ or ⁇
  • FIG. 7 shows an enlarged detail 252 of the rotor blade 200.
  • the serrated geometry is carried out by way of a coordinate transformation of the serrated data from the serrations which are arranged normal to the trailing edge.
  • the serrations 255 with the serrated tips 256 and the serrated edges 257 are shown in FIG. 7, wherein an angle bisector 255a-255e of these serrations is perpendicular to the trailing edge trajectory 250.
  • An angle bisector 259a of the serrations 259 is perpendicular to the pitch axis of rotation or the pitch axis 200a.
  • FIG. 8 shows, in addition to FIG. 6, a turbulence 260 that approaches the trailing edge.
  • the turbulence 260 is shown simplified as an ellipse. According to the theoretical assumptions, the turbulence 260 would continue to move in the direction of Z. In reality, however, turbulence 260 would continue to move toward Z. Such turbulence is an unexpected, unsteady aerodynamic phenomenon that can quite possibly occur in reality. In such situations, the condition becomes
  • teeth 255 and 259 can also be such
  • Turbulence 260 compensate and thus reduce even in the case of such turbulence 260, the noise on the rotor blade 200th
  • FIG. 9 shows a schematic representation of a section of a rotor blade according to a second exemplary embodiment of the invention.
  • the rotor blade 200 has a pitch axis of rotation 200 a and a trailing edge profile 250. Furthermore, the rotor blade has a plurality of serrations 255 on the trailing edge course 250.
  • the prongs 255 each have a serrated tip 256 and two prong edges 257 and an angle bisector 255a.
  • the trailing edge of a rotor blade according to the second embodiment may have a trailing edge portion (as shown in Figure 2) which is made independent of the rotor blade and attached to the trailing edge in the manufacturing process of the rotor blade. Such a trailing edge portion is thus a separate part and can be used to retrofit the already manufactured rotor blade with a serrated geometry at the trailing edge.
  • Zackengeometrien five different possible Zackengeometrien are shown. These teeth 255 each have a serrated tip 256a-256e. Each of the serrations 255 further includes an angle bisector 255a-255e. Furthermore, a flow direction 200b, 200c is shown, which is perpendicular to the pitch axis of rotation 200a.
  • the rotor blade 200 according to the second embodiment may be based on a rotor blade according to the first embodiment and relates to a rotor blade having a serrated geometry, wherein the bisectors 255a-255e are provided, for example, perpendicular to a tangent to the trailing edge 250.
  • the serration geometry according to the second embodiment relates to a geometry range, the extreme cases representing the serrations 255 with serrations 256b and 256d, which, however, are not included in the geometry range according to the present invention. In these two extreme cases, one of the serrated edge 257 is aligned parallel to the direction of flow 200b, 200c.
  • the bisecting line 255a may optionally be substantially perpendicular to the trailing edge course 250, in particular the angle between the bisector of the tines and the trailing edge course may be between 70 and 110 degrees.
  • the alignment of the flanks of the tines is an important parameter.
  • the provision of the tines on the rotor blade trailing edge may result in the outflow vector being oriented differently than the inflow vector. This can become particularly relevant in the area of the rotor blade tip, because in the region of the outer portion or diameter of the rotor blade, the trailing edge course changes more strongly along the length of the rotor blade. Due to centrifugal effects, it may happen that the flow is no longer two-dimensional, but three-dimensional. According to the invention, the prongs can be designed so that the prongs are provided off-center.
  • the prongs may be configured at least in sections along the length of the rotor blade such that the prongs are not symmetrical or that the two prong edges 257 do not have the same length.
  • the bisecting line passing through the serrated tip is perpendicular to a tangent at the trailing edge.
  • the length of the serrated edges 257 of a tine may be different, so that the tine is not designed symmetrically.
  • the invention relates to a wind turbine rotor blade, which has at its trailing edge a trailing edge portion which has a plurality of serrations, each with a serrated point, two teeth edges and an angle bisector.
  • the trailing edge portion may be made separately or fabricated together with the remainder of the rotor blade.
  • the bisectors of some of the prongs of the plurality of prongs are arranged at an angle between 70 and 110 degrees with respect to a tangent to a trailing edge line.
  • the bisector is substantially perpendicular to the tangent to the trailing edge contour line.
  • the trailing edge of the rotor blade at least in sections, may not be arranged parallel to a pitch axis of rotation of the rotor blade.
  • the angle halving of at least some of the serrations of the plurality of serrations need not be perpendicular to the pitch axis of rotation.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Windenergieanlagen-Rotorblatt, welches eine Rotorblattspitze (210), eine Rotorblattwurzel (209), eine Saugseite (200b), eine Druckseite (200c), eine Rotorblattlänge (L), eine Profiltiefe (200d) und eine Pitch-Drehachse (200a) aufweist. Die Profiltiefe (200d) nimmt entlang der Rotorblattlänge (L) von der Rotorblattwurzel (209) zur Rotorblattspitze (210) hin ab. Die Hinterkante (201) weist eine Hinterkantenverlaufslinie (250) auf, welche die Kontur der Hinterkante (201) abbildet. Die Hinterkante (201) weist eine Mehrzahl von Zacken (255) zur Verbesserung eines Strömungsverhaltens an der Hinterkante (201) auf. Die Zacken (255) weisen jeweils eine Zackenspitze (256), zwei Zackenkanten (257) und eine Winkelhalbierende (255a-255e) auf. Die Zackenkanten (257) sind nicht parallel zu einer Anströmrichtung (200f) vorgesehen, welche senkrecht zur Pitch-Drehachse (200a) steht. Die Zackenkanten (257) stehen nicht senkrecht auf einer Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie (250). Die Hinterkantenverlaufslinie (250) weist eine Mehrzahl von Abschnitten auf, wobei zumindest eine der Abschnitte nicht parallel zu der Pitch-Drehachse (200a) verläuft.

Description

Windenergieanlagen-Rotorblatt, Rotorblatthinterkante, und Verfahren zum Herstellen eines Windenergieanlagen-Rotorblattes, und Windenergieanlage
Die Erfindung betrifft eine Hinterkante für ein Windenergieanlage-Rotorblatt, eine Rotorblatt-Hinterkante und eine Windenergieanlage. Zudem betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Herstellen eines Rotorblatts.
Windenergieanlagen sind allgemein bekannt und beispielsweise wie in Figur 1 ausgestal- tet. Für die Effizienz der Windenergieanlage ist das Design des bzw. der Rotorblätter ein wichtiger Aspekt. Die Rotorblätter einer Windenergieanlage weisen üblicherweise eine Saug- und eine Druckseite auf. Die Saug- und die Druckseite laufen an der Hinterkante des Rotorblatts zusammen. Durch den Druckunterschied zwischen Saug- und Druckseite können Wirbel erzeugt werden, die an der Hinterkante des Rotorblattes für eine Ge- räuschemission und Leistungsminderung sorgen können.
Um die Geräuschemission und die Leistungsminderung zu reduzieren, wurden bereits Hinterkanten mit Zacken vorgeschlagen. Die Effektivität der Geräuschreduktion hängt dabei wesentlich von der Zackengeometrie ab. Das Vorsehen der optimalen Zackengeometrie an der Hinterkante eines Rotorblattes einer Windenergieanlage kann aber auf- wendig sein und es besteht die Gefahr, dass ein so großer Aufwand verursacht wird, der in keinem angemessenen Verhältnis zur Wirkung steht.
In der prioritätsbegründenden deutschen Patentanmeldung hat das Deutsche Patent- und arkenamt den folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2008 037 368 A1 , EP 0 652 367 A1 , WO 2014/086919 A1 , US 2003/0 175 121 A1 und US 5 088 665 A. Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, wenigstens eines der oben genannten Probleme zu adressieren, insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die die Wirksamkeit eines Rotorblattes einer Windenergieanlage weiter steigert und die Geräuschemission reduziert.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es insbesondere, die Effizienz eines Rotorblatts ohne Zunahme bzw. bei gleichzeitiger Reduktion von Geräuscheffekten weiter zu steigern. Zumindest soll eine alternative Lösung geschaffen werden.
Diese Aufgabe wird durch ein Windenergieanlagen-Rotorblatt nach Anspruch 1 , ein Verfahren zum Herstellen eines Windenergieanlagen-Rotorblattes nach Anspruch 10, eine Windenergieanlage nach Anspruch 9 sowie durch eine Windenergieanlagen- Rotorblatt-Hinterkante nach Anspruch 12 gelöst.
Damit weist ein Windenergieanlagen-Rotorblatt eine Rotorblattspitze, eine Rotorblattwurzel, eine Saugseite, eine Druckseite, eine Rotorblattlänge, eine Profiltiefe und eine Pitch- Drehachse auf. Die Profiltiefe nimmt entlang der Rotorblattlänge von der Rotorblattwurzel zur Rotorblattspitze hin ab. Die Hinterkante weist eine Hinterkantenverlaufslinie auf, welche die Kontur der Hinterkante abbildet. Die Hinterkante weist eine Mehrzahl von Zacken zur Verbesserung eines Strömungsverhaltens an der Hinterkante auf. Die Zacken weisen jeweils eine Zackenspitze, zwei Zackenkanten und eine Winkelhalbierende auf. Die Zackenkanten sind nicht parallel zu einer Anströmrichtung vorgesehen, welche senkrecht zur Pitch-Drehachse steht. Die Zackenkanten stehen nicht senkrecht auf einer Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie. Die Hinterkantenverlaufslinie weist eine Mehrzahl von Abschnitten auf, wobei zumindest eine der Abschnitte nicht parallel zu der Pitch- Drehachse verläuft. Gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung ist eine Länge der zwei Hinterkanten einer Zacke ungleich und/oder die Winkelhalbierende einer Zacke steht nicht senkrecht zur Pitch-Drehachse und/oder ein Winkel einer Winkelhalbierenden zu einer Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie weist einen Winkel zwischen 70 und 110 Grad, insbesondere 90 Grad auf. Das Rotorblatt kann über seine gesamte Blattlänge, also von der Rotorblattwurzel bis hin zur Rotorblattspitze eine Hinterkante mit einer Hinterkantenverlaufslinie aufweisen. Die Hinterkantenverlaufslinie bildet dabei die Kontur der Hinterkante ab, also die Linie, in der sich die Saug- und die Druckseite des Rotorblattes treffen. Insbesondere ist eine solche Hinterkantenverlaufslinie eine gekrümmte Line. An der Hinterkantenverlaufslinie sind die mehreren Zacken nebeneinander angeordnet. Die Zacken sind dabei in Abhängigkeit von der Hinterkantenverlaufslinie vorgesehen bzw. ausgerichtet. D.h., dass bei der Auslegung der Zacken an der Hinterkante die Hinterkantenverlaufslinie berücksichtigt wird und somit die Kontur bzw. die Geometrie der Hinterkante. Demnach werden auch Krümmungen und dergleichen bei der Ausrichtung der Zacken an der Hinterkante berücksichtigt. Dies hat den Vorteil, dass die Zacken optimal an den Hinterkantenverlauf angepasst sind und somit auftretende Wirbel verringert werden können. Dadurch werden ebenfalls die Geräuschemission und ein Leistungsabfall verringert. Die Profile bzw. die Geometrien und somit auch die Hinterkantenverlaufslinie von Rotorblättern verschiedener Windenergieanlagen-Typen sind unterschiedlich ausgestaltet. Die Ausgestaltung ist dabei abhängig von den verschiedenen Standorten, an denen unterschiedliche Windverhältnisse wie Starkwind oder Schwachwind vorherrschen können. Dabei ist die Definition der Zacken von den Geometrie- und Betriebsparametern des Rotorblatts bzw. der Windenergieanlage und somit von der Hinterkantenverlaufslinie abhängig. Durch die Anordnung der Zacken abhängig von der Hinterkantenverlaufslinie, sind die Zacken individuell an das jeweilige Profil des Rotorblatts anpassbar. Die Geräuschemission kann somit optimal reduziert werden und die Leistung der Windenergieanlage gesteigert werden.
Vorzugsweise sind die Zacken normal zur Hinterkantenverlaufslinie angeordnet. Dabei weisen die einzelnen Zacken jeweils eine Zackenhöhe auf. Die maximale Zackenhöhe befindet sich hierbei auf einer Normalen zur Hinterkantenverlaufslinie. Solche Zacken können an der Hinterkante auftretende Turbulenzen unterschiedlicher Größe auffangen und somit die Geräuschemission verringern. Bei einer gekrümmten Hinterkantenverlaufslinie sind die Zacken entsprechend ungleich ausgerichtet. Sie weisen somit zumindest teilweise in verschiedene Richtungen.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform weist jede Zacke wenigstens zwei Zackenkanten auf und die Hinterkante einen Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel, der durch eine Zackenkante und der normal zur Hinterkantenverlaufslinie vorgesehene Anströmungsrichtung definiert ist. Dabei ist der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel kleiner als 90°, insbesondere kleiner als 45°. Die genannten Werte erzielen ein optimales Strömungsverhalten an der Hinterkante. Dass der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel normal zur Hinterkantenverlaufslinie verläuft ist eine theoretische Annahme. In der Realität kann ein solcher Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel durchaus auch durch eine Veränderung der Anströmung größer sein, was nicht zu einem optimalen Strömungsverhalten an der Hinterkante führt. Durch die Ausrichtung der Zacken mit einem Zacken- Hinterkantenverlaufswinkel kleiner als 90, insbesondere kleiner als 45°, können solche Änderungen in der Anströmrichtung aber ausgeglichen werden, so dass dies kaum Einfluss auf die Geräuschentwicklung und/oder Leistung der Windenergieanlage nimmt.
In einer bevorzugten Ausführungsform ist der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel entlang einer Rotorblattlänge variabel, wobei die Rotorblattlänge durch die Länge des Rotorblattes von der Rotorblattwurzel bis zur Rotorblattspitze definiert ist. D.h., der Winkel zwischen einer Zackenkante und der Anströmrichtung, die normal zur Hinterkantenverlaufs- linie vorgesehen ist, ist nicht nur auf einen Wert beschränkt. Vielmehr können sich beispielsweise im Bereich der Rotorblattwurzel andere Werte für den Zacken- Hinterkantenverlaufswinkel ergeben als im Bereich der Rotorblattspitze. Somit kann ein optimales Strömungsverhalten erzielt werden. In einer bevorzugten Ausführungsform weist das Rotorblatt eine Pitch-Achse auf und die Zacken sind normal zu der Pitch-Achse angeordnet. Unter der Pitch-Achse des Rotorblattes ist dabei die Achse zu verstehen, um die der Anstellwinkel, also der Pitch, der Rotorblätter verstellt wird. Der Anstellwinkel oder Pitch-Winkel wird verstellt, um die Leistung der Windenergieanlage zu regeln und bei wechselnden Windgeschwindigkeiten jeweils einen optimalen Wirkungsgrad der Windenergieanlage zu erreichen. Es gibt dabei Theorien, dass sich die Anströmung normal zu dieser Pitch-Achse bzw. Anstellachse verhält. Eine Ausrichtung der Zacken entsprechend der Pitch-Achse bewirkt eine Reduktion der Wirbel und somit eine Geräuschminderung.
Vorzugsweise weist die Hinterkante einen Zacken-Pitchwinkel auf, der an einer vorgege- benen Position auf der Hinterkantenverlaufslinie durch eine Tangente definiert ist. Die Hinterkantenverlaufslinie weist für jede Position entlang der Spannweite des Rotorblatts verschiedene Punkte auf. Das Hineinlegen einer Tangente in den jeweiligen Punkt ergibt viele verschiedene Tangenten und somit verschiedene Zacken-Pitchwinkel entlang der Spannweite des Rotorblatts. Der Winkel zwischen der Pitch-Achse und der jeweiligen Tangente definiert den Zacken-Pitchwinkel. Dieser ist somit ebenfalls in Abhängigkeit der Hinterkantenverlaufslinie berechnet. Durch die Anpassung an die Hinterkantenverlaufslinie können auftretende Wirbel reduziert werden, wodurch auch die Geräuschemission verringert wird.
Vorzugsweise sind die mehreren Zacken und/oder Zackenkanten entlang einer bzw. der Rotorblattlänge an der Hinterkante unsymmetrisch angeordnet. Dadurch, dass die Hinterkantenverlaufslinie eine gekrümmte Form aufweisen kann und die Zacken abhängig von der Hinterkantenverlaufslinie ausgerichtet sind, sind die Zacken an verschiedenen Positionen entlang der Rotorblattlänge verschieden ausgerichtet und somit nicht symmetrisch. Insbesondere die zwei Zackenkanten einer Zacke können dabei im Ver- hältnis zu der Anströmung verschiedene Winkel aufweisen. Dadurch können verschiedene Wirbel ausgeglichen werden.
In einer besonders bevorzugten Ausfühmngsform verläuft die Hinterkantenverlaufslinie zumindest teilweise über die Spannweite des Rotorblatts gekrümmt, also nicht gerade. Da aerodynamische Profile eine sehr komplexe Geometrie zur Erzielung der optimalen Leistung aufweisen, ist es teilweise notwendig, dass die Hinterkantenverlaufslinie an einigen Stellen entlang der Rotorblattlänge nicht gerade, also gekrümmt verlaufen. Dadurch, dass die Zacken an die Hinterkantenverlaufslinie angepasst sind bzw. abhängig davon berechnet sind, wird eine solche Krümmung mit berücksichtigt, Das Rotorblatt kann somit hinsichtlich seines Profils und der optimalen Anordnung der Zacken an der Hinterkante bzw. der Zackengeometrie ausgelegt werden.
Vorzugsweise weist das Rotorblatt eine Rotorblattwurzel und eine Rotorblattspitze auf, wobei der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel bei den Zackenkanten, die zur Rotorblatt- wurzel zeigen, von der Rotorblattwurzel zur Rotorblattspitze zunimmt und/oder bei den Zacken, die von der Rotorblattwurzel wegzeigen, von der Rotorblattwurzel zur Rotorblattspitze abnimmt. D.h., der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel verringert sich einerseits auf der Seite der Zacken, die in Richtung der Rotorblattspitze zeigen und erhöht sich andererseits auf der Seite der Zacken, die der Rotorblattwuzel zugewandt sind. Aufgrund der verschiedenen Anströmbedingungen, wie Reynoldzahl, Machzahl, Anstellwinkel usw., die an der Rotorblattwurzel und der Rotorblattspitze auftreten, werden nahe der Hinterkante Wirbel in verschiedenen Größen erzeugt. Für große Wirbel sind beispielsweise große Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel effektiv und für kleine Wirbel kleine Zacken- Hinterkantenverlaufswinkel. Durch die erfindungsgemäße Anordnung können somit die kleinen und die großen Wirbel abgedeckt werden. Zudem weist eine solche Anordnung bei mittel großen Wirbeln zumindest eine durchschnittlich gute Effektivität auf.
Zudem wird zur Lösung der Aufgabe ein Rotorblatt für eine Windenergieanlage vorgeschlagen, umfassend wenigstens eine Hinterkante gemäß einer der vorstehenden Ausführungsformen. Ein solches Rotorblatt ist dabei insbesondere ein Rotorblatt eines Luv- läufers mit aktiver Blattverstellung. Das Rotorblatt ist dabei bei Windenergieanlagen aller Leistungsklassen, insbesondere in Leistungsklassen in einem Megawatt-Bereich anwendbar. Es ergeben sich somit die Zusammenhänge, Erläuterungen und Vorteile gemäß wenigstens einer Ausführungsform der beschriebenen Hinterkante. Weiterhin wird eine Windenergieanlage mit wenigstens einem erfindungsgemäßen Rotorblatt, vorzugsweise mit drei erfindungsgemäßen Rotorblättern vorgeschlagen.
Ferner wird ein Verfahren zum Berechnen einer Zackengeometrie an einer Hinterkante eines Rotorblatts eines aerodynamischen Rotors einer Windenergieanlage vorgeschlagen. Dabei weist die Hinterkante eine Hinterkantenverlaufslinie auf, die die Kontur der Hinterkante abbildet, und die Zackengeometrie wird in Abhängigkeit von der Hinterkantenverlaufslinie berechnet. Jede Zacke weist dabei eine Zackenhöhe, Zackenbreite und wenigstens zwei Zackenkanten auf. Die Zackenkanten verlaufen dabei von der Zackenbreite zur Zackenspitze. Sie können sich in der Zackenspitze berühren oder alternativ kann die Zackenspitze auch rund oder mit einer weiteren Kante ausgeführt sein. Die Zackengeometrie wird durch das vorliegende Verfahren insbesondere über die Anordnung der Zackenkanten zu der Hinterkantenverlaufslinie definiert.
Es ergeben sich somit die Zusammenhänge, Erläuterungen und Vorteile gemäß wenigstens einer Ausführungsform der beschriebenen Hinterkante.
Vorzugsweise wird bei dem erfindungsgemäßen Verfahren
- die lokale Anströmung als Normale zu dem Hinterkantenverlauf angenommen und/oder
ein Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel, der durch die Anströmung und eine Zackenkante definiert ist, berechnet,
wobei der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel kleiner als 90° ist, vorzugsweise kleiner als 60°, insbesondere kleiner als 45°.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird bei einem erfindungsgemäßen Verfahren die Anströmungsrichtung als normal zur Pitch-Achse des Rotorblatts angenommen und/oder
mehrere Zacken werden normal zur Pitch-Achse ausgerichtet, wobei ein Zacken-Pitchwinkel berechnet wird, der zwischen der Pitch-Achse und einer Zackenkante dem Winkel einer Tangente an einer Position der Hinterkante entspricht.
Die Hinterkantenverlaufslinie weist für jede Position entlang der Spannweite des Rotorblatts verschiedene Punkte auf. Das Hineinlegen einer Tangente in den jeweiligen Punkt ergibt viele verschiedene Tangenten und somit verschiedene Zacken-Pitchwinkel entlang der Rotorblattlänge. Der Winkel zwischen der Pitch-Achse und der jeweiligen Tangente definiert den Zacken-Pitchwinkel. Dieser ist somit ebenfalls in Abhängigkeit der Hinterkantenverlaufslinie berechnet. Durch die Anpassung an die Hinterkantenverlaufslinie können auftretende Wirbel reduziert werden, wodurch auch die Geräuschemission verringert wird. In einer bevorzugten Ausführungsform wird das Verfahren zum Berechnen einer Zackengeometrie für eine Hinterkante nach wenigstens einer der vorher beschriebenen Ausführungsformen verwendet. Den Berechnungen liegen dabei folgende Überlegungen zugrunde.
Die Strouhal-Zahl ist sehr viel kleiner als 1. Die Strouhal-Zahl ist dabei eine dimensionslose Kenngröße der Aerodynamik, mit der bei instationärer Strömung die Ablösefrequenz von Wirbeln beschrieben werden kann. Die Strouhal-Zahl wird unter anderem von der Zackenhöhe beeinflusst. Für die Zackenhöhe ergibt sich dabei der folgende Zusammenhang:
r
H(- = 2h = c2- Ap3'
R)
C2 weist dabei einen Wert von 2 bis 15 auf und eine Konstante. Die Zackenhöhe berechnet sich somit aus der Kohärenzlängenskala Ap3 der turbulenten Druckfluktuation unter der Verwendung eines konstanten Faktors c2. Der Faktor c2 kann empirisch ermittelt werden, bspw. aus Testmessungen oder aus Erfahrungswerten.
Das Verhältnis der Zackenhöhe zu der Zackenbreite wird als — > 0,5 , wobei
λ
λ - H/c3 ist und c3 = 0,5 bis 6 eine empirische Konstante ist.
Der Winkel zwischen der lokalen Anströmrichtung und der Zackenkante, also der Za- cken-Hinterkantenverlaufswinkel ist Φ( < 90° . dabei wird vorausgesetzt, dass die
Anströmung normal zu der Pitch-Achse des Rotorblatts ist, vorliegend also Φ, = Φ ±Θ, . Wobei 6t der Zacken-Pitchwinkel ist. Dabei variiert der Zacken-Pitchwinkel entlang der Rotorblattlänge abhängig von dem Hinterkantenverlauf.
Nachfolgend wird die Erfindung exemplarisch anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage schematisch in einer perspektivischen Ansicht.
Figur 2 zeigt schematisch ein Rotorblatt mit einer Hinterkante mit einem gezackten
Verlauf mit mehreren Zacken gemäß einem ersten Ausführungsbeispiel. Figur 3 zeigt schematisch einen Ausschnitt eines Rotorblatts mit einer Zackengeometrie der Hinterkante entlang der Spannweite.
Figur 4 zeigt einen vergrößerten Ausschnitt des Rotorblatts der Figur 3. Figur 5 zeigt einen weiteren vergrößerten Ausschnitt des Rotorblatts der Figur 3.
Figur 6 zeigt schematisch einen Ausschnitt eines Rotorblatts mit zwei verschiedenen
Zackengeometrien an der Hinterkante.
Figur 7 zeigt einen vergrößerten Ausschnitt des Rotorblatts der Figur 6.
Figur 8 zeigt schematisch einen Ausschnitt eines Rotorblatts gemäß dem ersten
Ausführungsbeispiel.
Figur 9 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausschnitts eines Rotorblatts gemäß einem zweiten Ausführungsbeispiel der Erfindung.
Es ist zu beachten, dass gleiche Bezugszeichen eventuell ähnliche, nicht identische Elemente auch unterschiedlicher Ausführungsformen bezeichnen können.
Die Erläuterung der Erfindung anhand von Beispielen unter Bezugnahme auf die Figuren erfolgt im Wesentlichen schematisch und die Elemente, die in der jeweiligen Figur erläutert werden, können darin zur besseren Veranschaulichung überzeichnet und andere Elemente vereinfacht sein. So veranschaulicht beispielsweise Figur 1 eine Windenergieanlage als solche schematisch, so dass die vorgesehene zackenförmige Hinterkante an dem Rotorblatt nicht eindeutig erkennbar ist.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 200 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Der Pitch der drei Rotorblätter ist z.B. jeweils durch einen Pitchantrieb einstellbar.
Figur 2 zeigt schematisch ein Windenergieanlagen-Rotorblatt 200 gemäß einem ersten Ausführungsbeispiel mit einer Rotorblatthinterkante 201 , die vereinfachend auch als Hinterkante bezeichnet wird. Das Rotorblatt 200 weist eine Rotorblattwurzel 209 und eine Rotorblattspitze 210 auf. Die Länge zwischen der Rotorblattspitze 210 und der Rotorblattwurzel 209 wird als Rotorblattlänge L bezeichnet. Das Rotorblatt 200 weist eine Pitch-Drehachse 200a auf. Die Pitch-Drehachse 200a ist die Drehachse des Rotorblattes, wenn der Pitch des Rotorblattes verstellt wird. Das Rotorblatt 200 weist eine Saugseite 200b, eine Druckseite 200c, und eine Vorderkante 202 auf. Das Rotorblatt 200 weist eine Profiltiefe 200d auf, welche entlang der Länge L des Rotorblattes (zur Rotorblattspitze hin) abnimmt.
Das Rotorblatt 200 weist eine Außenschale 200g unter anderem mit einem Faserverbundwerkstoff, wie z.B. GFK (Glasfaser verstärkter Kunststoff) oder CFK (Kohlenfaser verstärkter Kunststoff) auf. Zusätzlich können Stege 200h zwischen der Saugseite und der Druckseite vorgesehen sein.
Die Hinterkante 201 ist (entlang der Länge L des Rotorblattes) nicht gerade, sondern weist eine Mehrzahl von Abschnitten auf, welche unterschiedlich zur Pitch-Drehachse 200a ausgerichtet sein können. An dem Rotorblatt 200 ist eine Hinterkante 201 vorgesehen, die einen gezackten Verlauf mit mehreren Zacken 205 aufweist, die beispielhaft an einem Abschnitt des Rotorblatts 200 entlang des Rotorblatts 200 nebeneinander angeordnet sind. Jede Zacke 205 weist jeweils eine Zackenspitze 206 sowie zwei Zackenkanten 207 auf, die sich in der Zackenspitze 206 berühren. Jeweils eine Seite einer Zackenkante 207 berührt ebenfalls eine benachbarte Zackenkante 207 und berührt auf der entgegengesetzten Seite, also im Bereich der Zackenspitze 206 wieder die zweite zu der jeweiligen Zacke 205 gehörigen Zackenkante 207 usw. Es sei angemerkt, dass der dargestellte Ausschnitt des Rotorblatts 200 nur ein Ausführungsbeispiel ist. Die Zacken 205 können beispielsweise auch in einem oder mehreren weiteren Abschnitten oder über die gesamte Blattlänge L des Rotorblatts 200 vorgesehen sein. Ferner ist es möglich, dass die Zacken 205 auch weiter über die Hinterkante 201 des Rotorblatts 200 verlaufen.
Gemäß der Erfindung kann eine Hinterkante mit der Mehrzahl der Zacken 205 als ein separates Teil 201 a ausgestaltet sein. Damit kann ein Hinterkantenabschnitt 201 a mit der Mehrzahl der Zacken 205 auch bei einem bestehenden Rotorblatt nachgerüstet werden. Ferner kann dieser Hinterkantenabschnitt 201 a separat hergestellt werden, um während der Produktion des Rotorblattes an der Hinterkante befestigt werden. Dazu kann es nötig sein, dass ein Abschnitt oder Ausschnitt aus der Hinterkante des bereits hergestellten Rotorblattes entfernt bzw. herausgesägt oder herausgetrennt werden muss.
Figur 3 zeigt einen Ausschnitt 252 eines Rotorblatts 200 wie es beispielsweise in Figur 2 abgebildet ist mit einer Hinterkantenverlaufslinie, die vorliegend vereinfachend auch als Hinterkantenverlauf 250 bezeichnet wird. Eine Kurve entlang der Punkte MOEN kennzeichnet den Hinterkantenverlauf 250 des Rotorblattes 200 als eine Funktion verschiede- ner radialer Positionen, also verschiedener Positionen entlang der Rotorblattlänge bzw. der Spannweite des Rotorblatts 200.
In Figur 3 ist zudem die Richtung der lokalen Anströmungsrichtung A' und A zu erkennen. Die lokale Anströmungsrichtung A' und A unterscheidet sich durch zwei verschiede- ne Annahmen. Bei der lokalen Anströmungsrichtung A' wird angenommen, dass sie normal zu der Hinterkante verläuft. Die lokale Anströmungsrichtung A ist normal zu der Pitch-Achse 200a des Rotorblatts 200 vorgesehen. Entlang des Hinterkantenverlaufs 250 sind mehrere Zacken 255 angeordnet, die jeweils eine Zackenspitze 256 sowie jeweils zwei Zackenkanten 257 aufweisen. Zudem weisen die Zacken 255 eine Zackenhöhe H sowie eine Zackenbreite λ auf.
Figur 4 zeigt einen vergrößerten Ausschnitt 252 des Rotorblatts 200 der Figur 3 an den Punkten E und I auf der Hinterkantenverlaufslinie 250. Zudem ist die Zackenhöhe HE sowie die Zackenbreite λΕ an dem Punkt E eingezeichnet. Der Punkt G ist in der Zackenspitze 256 eingezeichnet. Der Punkt F ist der Schnittpunkt der lokalen Anströmrichtung A' und der Verlängerungslinie des Punktes G, die in einem rechten Winkel zueinander angeordnet sind.
Die Zackenkante 257 bildet an dem Punkt E gemeinsam mit der lokalen Anströmungsrichtung A' einen Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel ΦΕ. Für eine gegebene Definition der Zackenhöhe HE und Zackenbreite λΕ an dem Punkt E kann der Winkel ΦΕ errechnet werden. Aus dem Dreieck EFG in Figur 4 ergibt sich damit:
Figure imgf000012_0001
H,
und mit E 2 folgt
λ 1
tan( £) =—— = - . Daraus folgt
1HE 4
ΦΕ = 14,03° Wenn somit entlang der gesamten Spannweite des Rotorblatts ΗΕ/λΕ = 2 konstant bleibt, bleibt ΦΕ = 14,03 ebenfalls konstant. Es hat sich gezeigt, dass die maximale Lärmreduktion erzielt werden kann, wenn der Winkel zwischen der Hauptanströmungs- richtung und der Zackenkante (bzw. Linie EG in Fig. 4) weniger als 90°, insbesondere weniger als 45° ist. Somit liegt der für Figur 4 berechnete Winkel ΦΕ in dem genannten Bereich. Es ist ebenfalls möglich, den Winkel Φ zu variieren, z.B. durch die Variation des
Verhältnisses von Η/λ oder der Anströmungsrichtung. Bei der Variation von
H/A = [0.5,1,2,4,6,8] und der Annahme, dass die Anströmungsrichtung konstant ist, würde für Φ die folgenden Werte ergeben: 45; 26,56; 14,03; 7,12; 4,76; 3,57 Grad. Dies setzt voraus, dass die Anströmungsrichtung unverändert bleibt. Die lokale Strömungsrichtung variiert aber bei Betrieb der Windenergieanlage.
Daher wird eine Beziehung zwischen der Line ΑΈ und AE hergestellt. Dies erlaubt eine Verteilung von nicht-symmetrischen Zackengeometrien, in denen der Winkel Φ entlang der Spannweite des Rotorblatts variiert. Figur 5 zeigt dabei einen weiteren Ausschnitt 252 des Rotorblatts 200 der Figur 3 mit dem Hinterkantenverlauf 250. Zusätzlich zur Figur 4 zeigt Figur 5 eine durch den Punkt E durchgehende Tangente 258. Die Zacken 255 sind normal (zur Tangente 258 der Hinterkante) zur Hinterkante ausgerichtet. Die Normale zu der Hinterkante erzeugt einen Za- cken-Pitchwinkel ΘΕ mit der Anströmungsrichtung normal zur Pitch-Achse 200a. Der Zacken-Pitchwinkel ΘΕ wird über die Tangente an dem Punkt E (Linie XE 258) ermittelt. Wenn die Tangente 258 an jeder Position der Hinterkante 250 verschieden ist, variiert der Zacken-Pitchwinkel ΘΕ vom Beginn des Rotorblattes 200 bis zum Ende der Rotorblattspitze bzw. von der Rotorblattwurzel bis hin zur Rotorblattspitze abhängig von dem jeweiligen Hinterkantenverlauf 250. Es kann aus Figur 5, insbesondere an den Positionen E und I, erkannt werden, dass der Winkel zwischen der lokalen Anströmungsrichtung und den Zackenkanten 257 sich aus ΦΕ + ΘΕ bzw. Φ, - θ| berechnet. Die Zackenkanten 257 sind nicht symmetrisch über die Anströmungsrichtungslinie AE, weil der Winkel Φ + ΘΕ nicht identisch zu dem Winkel Φ - θ| ist. Dies zeigt an, dass der lokale Anströmungswinkel zwischen der Anströmungsrichtung und der Zackenkante 257 an dem Punkt E und an dem Punkt I nicht identisch sein wird. Dies gilt nur, wenn die lokale Anströmungsrichtung normal zu der Pitch-Achse wie in Figur 4 ist. Die exakte lokale Anströmungsrichtung ist allerdings immer unbekannt. Sie kann bestenfalls durch eine Annahme angenähert werden. Daher ist es ebenfalls möglich, die Zackengeometrie derart zu ändern, dass ein optimales Φ und H/U erzielt wird.
Figur 6 zeigt dabei schematisch einen Ausschnitt 252 eines Rotorblatts 200 mit zwei verschiedenen Zackengeometrien. Die erste Geometrie, nämlich die Zacken 255 sind normal zu der Hinterkante 250 des Rotorblattes 200 ausgerichtet. Die zweite Geometrie, nämlich die Zacken 259 sind normal zu der Pitch-Achse 200a des Rotorblatts 200 ausgerichtet. Die Zacken 259 sind dabei mit einer Strichpunktlinie dargestellt. Für diesen Fall ist der Winkel zwischen der Anströmungsrichtung und der Zackenkante an Punkt E und I ΘΕ bzw. θ|.
Figur 7 zeigt einen vergrößerten Ausschnitt 252 des Rotorblatts 200. Die Zackengeometrie wird über eine Koordinatentransformation der Zackendaten von den Zacken, die normal zur Hinterkante angeordnet sind, durchgeführt.
In Figur 7 sind somit zum einen die Zacken 255 mit den Zackenspitzen 256 und den Zackenkanten 257 gezeigt, wobei eine Winkelhalbierende 255a-255e dieser Zacken senkrecht auf der Hinterkantenverlaufslinie 250 steht. Eine Winkelhalbierende 259a der Zacken 259 steht senkrecht auf der Pitch-Drehachse bzw. der Pitch-Achse 200a.
Geräuschfeldermessungen wurden für drei Rotorblattkonfigurationen durchgeführt: 1. für ein Rotorblatt ohne Zacken, 2. für ein Rotorblatt mit Zacken, die normal zur Rotorblatthin- terkante ausgerichtet sind und 3. für ein Rotorblatt mit Zacken, die normal zur Pitch- Achse ausgerichtet sind. Aus den Daten hat sich ergeben, dass die jeweiligen Rotorblätter mit den Zacken an dem Rotorblatt geräuschärmer waren als die Rotorblätter ohne Zacken an dem Rotorblatt. Besonders bevorzugt ist zudem die Ausrichtung der Zacken abhängig von dem Hinterkantenverlauf des Rotorblattes. Diese Anordnung erzielt beson- ders gute Geräuschreduzierungen beispielsweise bei Zunahme, insbesondere in radialer Position = 1,3,5... N- l , und Abnahme, insbesondere in radialer Position i = 2,4,6,. ,.N , des Winkels Φ| entlang der Spannweite. Dies resultiert daher, dass aufgrund verschiedener lokaler Anströmungsbedingungen wie verschiedene Reynoldszahlen, Machzahlen und Anstellwinkel an den verschiedenen Positionen der Rotorblatt verschieden große Wirbel nahe der Hinterkante erzeugt werden, d.h. für größere turbulente Wirbel sind Zacken mit einem Φ, effektiver, wie beispielsweise am Punkt E i = 17 als kleinere Winkel. Für kleinere Wirbel sind Zacken mit kleinem Φ,, z.B. am Punkt I, = 18 , effektiver als Zacken mit einem großen Winkel. Andererseits sind für mittelgroße Wirbel beide Zackengeometrien effektiv. Für optimale Ergebnisse sollten zudem die folgenden Bedingungen erfüllt sein:
Figure imgf000015_0001
und c2 = 2 bis 15 eine Konstante ist,
II. Länge zu Weiteverhältnis— > 0,5 , wobei λ = Hl c3 ist und c3 = 0,5 bis 6
A
eine empirische Konstante ist,
III. der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel zwischen der lokalen Anströmrichtung und der Zackenkante Φ( < 90° , dabei wird vorausgesetzt, dass die Anströmung normal zu der Pitch-Achse des Rotorblatts ist, vorliegend also Φ, = Φ + #, gemäß Figur 5. Dabei variiert der Zacken-Pitchwinkel 0j entlang der Spannweite abhängig von dem Hinterkantenverlauf.
Figur 8 zeigt zusätzlich zur Figur 6 eine Turbulenz bzw. einen Wirbel 260, der sich der Hinterkante nähert. Die Turbulenz 260 ist dabei vereinfacht als Ellipse dargestellt. Nach den theoretischen Annahmen würde sich die Turbulenz 260 weiter in Richtung Z bewegen. In Realität würde die Turbulenz 260 sich jedoch weiter in Richtung Z bewegen. Eine solche Turbulenz ist dabei ein unerwartetes, unstetiges aerodynamisches Phänomen, das in der Realität durchaus auftreten kann. In solchen Situationen wird die Bedingung
Φ; < 90° gestört. Die dargestellten Zacken 255 und 259 können aber auch solche
Turbulenzen 260 ausgleichen und reduzieren somit auch noch im Falle einer solchen Turbulenz 260 die Geräuschentwicklung am Rotorblatt 200.
Figur 9 zeigt eine schematische Darstellung eines Ausschnitts eines Rotorblatts gemäß einem zweiten Ausführungsbeispiel der Erfindung. Das Rotorblatt 200 weist eine Pitch- Drehachse 200a und einen Hinterkantenverlauf 250 auf. Des Weiteren weist das Rotorblatt eine Mehrzahl von Zacken 255 an dem Hinterkantenverlauf 250 auf. Die Zacken 255 weisen jeweils eine Zackenspitze 256 sowie zwei Zackenkanten 257 und eine Winkelhalbierende 255a auf. Die Hinterkante eines Rotorblattes gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel kann einen Hinterkantenabschnitt aufweisen (wie in Figur 2 gezeigt), welcher unabhängig von dem Rotorblatt hergestellt wird und beim Herstellungsprozess des Rotorblattes an der Hinterkante befestigt wird. Ein derartiger Hinterkantenabschnitt ist somit ein separates Teil und kann dazu verwendet werden, das bereits gefertigte Rotorblatt mit einer Zackengeometrie an der Hinterkante nachzurüsten.
In Figur 9 sind fünf verschiedene mögliche Zackengeometrien gezeigt. Diese Zacke 255 weisen jeweils eine Zackenspitze 256a-256e auf. Jede der Zacken 255 weist ferner eine Winkelhalbierende 255a-255e auf. Ferner ist eine Anströmrichtung 200b, 200c darge- stellt, welche senkrecht auf der Pitch-Drehachse 200a steht. Das Rotorblatt 200 gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel kann auf einem Rotorblatt gemäß dem ersten Ausführungsbeispiel basieren und betrifft ein Rotorblatt, welches eine Zackengeometrie aufweist, wobei die Winkelhalbierenden 255a-255e beispielsweise senkrecht auf einer Tangente an der Hinterkante 250 vorgesehen ist. Die Zackengeometrie gemäß dem zweiten Ausführungsbeispiel betrifft einen Geometriebereich, wobei die Extremfälle die Zacken 255 mit den Zackenspitzen 256b und 256d darstellen, die jedoch nicht in dem erfindungsgemäßen Geometriebereich enthalten sind. Bei diesen beiden Extremfällen ist eine der Zackenkante 257 parallel zu der Anströmrichtung 200b, 200c ausgerichtet.
Gemäß der Erfindung kann die Winkelhalbierende 255a optional im Wesentlichen senk- recht auf dem Hinterkantenverlauf 250, insbesondere kann der Winkel zwischen der Winkelhalbierenden der Zacken und dem Hinterkantenverlauf zwischen 70 und 1 10 Grad betragen.
Gemäß der Erfindung ist die Ausrichtung der Flanken der Zacken ein wichtiger Parameter. Dadurch, dass der Hinterkantenverlauf des erfindungsgemäßen Rotorblattes nicht gerade ist, hat dies auch Auswirkungen auf die Geometrie der Zacken.
Das Vorsehen der Zacken an der Rotorblatthinterkante kann dazu führen, dass der Abströmungsvektor anders ausgerichtet ist als der Anströmungsvektor. Dies kann insbesondere im Bereich der Rotorblattspitze relevant werden, weil im Bereich des äußeren Abschnitts bzw. Durchmessers des Rotorblattes sich der Hinterkantenverlauf entlang der Länge des Rotorbiattes stärker ändert. Aufgrund von Zentrifugaleffekten kann es dazu kommen, dass die Anströmung nicht mehr zweidimensional, sondern dreidimensional ist. Gemäß der Erfindung können die Zacken so ausgestaltet sein, dass die Zackenspitzen außermittig vorgesehen sind.
Gemäß der Erfindung können die Zacken zumindest abschnittsweise entlang der Länge des Rotorblattes so ausgestaltet sein, dass die Zacken nicht symmetrisch sind bzw., dass die beiden Zackenkanten 257 nicht die gleiche Länge aufweisen.
Gemäß einem Aspekt der vorliegenden Erfindung steht die Winkelhalbierende, welche durch die Zackenspitze verläuft, senkrecht auf einer Tangente an der Hinterkante. Alternativ bzw. zusätzlich dazu kann die Länge der Zackenkanten 257 einer Zacke unterschiedlich sein, so dass die Zacke nicht symmetrisch ausgestaltet ist. Die Erfindung betrifft ein Windenergieanlagen-Rotorblatt, welches an seiner Hinterkante einen Hinterkantenabschnitt aufweist, welcher eine Mehrzahl von Zacken, jeweils mit einer Zackenspitze, zwei Zackenkanten und einer Winkelhalbierenden aufweist. Der Hinterkantenabschnitt kann separat gefertigt sein oder zusammen mit dem Rest des Rotorblattes gefertigt werden. Die Winkelhalbierenden einiger der Zacken der Mehrzahl der Zacken ist in einem Winkel zwischen 70 und 110 Grad bezogen auf einer Tangente an einer Hinterkantenverlaufslinie angeordnet. Vorzugsweise steht die Winkelhalbierende im Wesentlichen senkrecht auf der Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie.
Optional kann die Hinterkante des Rotorblattes, zumindest abschnittsweise nicht parallel zu einer Pitch-Drehachse des Rotorblattes angeordnet sein. Damit muss die Winkelhal- bierende der zumindest einiger der Zacken der Mehrzahl der Zacken nicht senkrecht auf der Pitch-Drehachse stehen.

Claims

A n s p r ü c h e
Windenergieanlagen-Rotorblatt, mit
einer Vorderkante (202), einer Hinterkante (201), einer Rotorblattwurzel (209), einer Rotorblattspitze (210), einer Saugseite (200b), einer Druckseite (200c), einer Rotorblattlänge (L), einer Profiltiefe (200d), und einer Pitc -Dre ac se (200a), wobei die Profiltiefe (200d) entlang der Rotorblattlänge (L) von der Rotorblattwurzel (209) zur Rotorblattspitze (210) hin abnimmt,
wobei die Hinterkante (201) eine Hinterkantenverlaufslinie (250) aufweist, welche die Kontur der Hinterkante (201) abbildet,
wobei die Hinterkante (201) eine Mehrzahl von Zacken (255) zur Verbesserung eines Strömungsverhaltens an der Hinterkante (201) aufweist,
wobei die Zacken (255) jeweils eine Zackenspitze (256), zwei Zackenkanten (257) und eine Winkelhalbierende (255a-255e) aufweisen,
wobei die Zackenkanten (257) nicht parallel zu einer Anströmrichtung (200f) vorgesehen sind, welche senkrecht zur Pitch-Drehachse (200a) steht,
wobei die Zackenkanten (257) nicht senkrecht auf einer Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie (250) stehen,
wobei die Hinterkantenverlaufslinie (250) eine Mehrzahl von Abschnitten aufweist, wobei zumindest eine der Abschnitte nicht parallel zu der Pitch- Drehachse (200a) verläuft.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach Anspruch 1 , wobei
eine Länge der zwei Zackenkanten (257) einer Zacke (255) ungleich ist und/oder wobei die Winkelhalbierende (255a-255e) einer Zacke (255) nicht senkrecht zur Pitch-Drehachse (200a) steht, und/oder
wobei ein Winkel einer Winkelhalbierenden (255a-255e) zu einer Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie (250) zwischen 70 und 110 Grad, insbesondere 90 Grad beträgt.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach einem der Ansprüche 1 oder 2, wobei
jede Zacke (255) wenigstens zwei Zackenkanten (257) aufweist und die Hinterkante (1) einen Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel (ΦΕ) aufweist, der durch eine Zackenkante (7, 57) und einer normal zur Hinterkantenverlaufslinie vorgesehenen Anströmrichtung (A, A') definiert ist, wobei der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel (ΦΕ) kleiner als 90° ist, insbesondere kleiner als 45° ist.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach Anspruch 3, wobei
der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel (ΦΕ) entlang einer Rotorblattlänge (L) variabel ist.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Hinterkante (1 ) einen Zacken-Pitchwinkel aufweist, der an einer vorgegebenen Position auf der Hinterkantenverlaufslinie durch eine Tangente (58) definiert ist.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Mehrzahl der Zacken (255) und/oder Zackenkanten (257) entlang einer bzw. der Rotorblattlänge (L) unsymmetrisch angeordnet sind.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Hinterkantenverlaufslinie (50) zumindest teilweise über die Rotorblattlänge (L) gekrümmt verläuft.
Windenergieanlagen-Rotorblatt nach einem der vorstehenden Ansprüche 3 bis 7, wobei das Rotorblatt (200) eine Rotorblattwurzel (209) und eine Rotorblattspitze (210) aufweist, wobei der Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel (ΦΕ) bei den Zackenkanten (257), die zur Rotorblattwurzel (209) zeigen, von der Rotorblattwurzel (209) zur Rotorblattspitze (210) zunimmt und/oder bei den Zacken (255), die von der Rotorblattwurzel (209) wegzeigen, von der Rotorblattwurzel (209) zur Rotorblattspitze (210) abnimmt.
Windenergieanlage (100) mit wenigstens einem Rotorblatt (2) nach einem der Ansprüche 1-8, vorzugsweise mit drei Rotorblättern (2) nach Anspruch 10.
Verfahren zum Herstellen eines Windenergieanlagen-Rotorblattes, welches eine Mehrzahl von Zacken (255) an einer Hinterkante aufweist, wobei die Hinterkante (1) eine Hinterkantenverlaufslinie (50) aufweist, die die Kontur der Hinterkante (1) abbildet, und
die Zackengeometrie in Abhängigkeit von der Hinterkantenverlaufslinie (50) berechnet wird, wobei
die lokale Anströmung (A, A') als Normale zu der Hinterkantenverlaufslinie (50) angenommen wird und/oder
ein Zacken-Hinterkantenverlaufswinkel (ΦΕ), der durch die Anströmung (A, A') und eine Zackenkante (7, 57) definiert ist, berechnet wird,
wobei der Zacken-Hinterkantenveriaufswinkel (ΦΕ) Weiner als 90° ist, insbesondere kleiner als 45°.
Verfahren nach einem der Ansprüche 10, wobei
die lokale Anströmungsrichtung (A, A') als normal zur Pitch-Achse des Rotorblatts (2) angenommen wird und/oder
mehrere Zacken (5, 55, 59) normal zur Pitch-Achse ausgerichtet werden, wobei ein Zacken-Pitchwinkel (6?. ) berechnet wird, der zwischen der Pitch-Achse und einer Zackenkante (7, 57) dem Winkel einer Tangente (58) an einer Position der Hinterkante (1) entspricht.
Windenergieanlagen-Rotorblatt-Hinterkante, mit
einer Hinterkantenverlaufslinie (250), welche die Kontur der Hinterkante abbildet,
eine Mehrzahl von Zacken (255) zur Verbesserung eines Strömungsverhaltens an der Hinterkante (201), wobei
die Zacken (255) jeweils eine Zackenspitze (256), zwei Zackenkanten (257) und eine Winkelhalbierende (255a-255e) aufweisen,
wobei die Zackenkanten (257) nicht senkrecht auf einer Tangente an der Hinterkantenverlaufslinie (250) stehen, und
wobei die Zackenkanten (257) nicht parallel zu einer Anströmrichtung (200f) sind, welche senkrecht zu einer Pitch-Drehachse (200a) eines Windenergieanlagen-Rotorblattes stehen.
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