WO2019030205A1 - Rotorblatt eines rotors einer windenergieanlage, windenergieanlage und verfahren zur verbesserung des wirkungsgrades eines rotors einer windenergieanlage - Google Patents

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Definitions

  • the invention relates to a rotor blade of a rotor of a wind energy plant and to a wind energy plant.
  • the present invention relates to a method for improving the efficiency of a rotor of a wind turbine.
  • Wind turbines are well known and designed, for example, as in FIG. 1.
  • the design of wind turbines or their components is based on standardized guidelines (eg IEC 61400), which has the essential design requirements for ensuring the technical integrity of wind turbines.
  • the purpose of this standard is to provide an adequate level of protection against risks arising from risks during the planned life of the wind turbine.
  • standard parameters flow into the dimensioning of the wind turbine, which is dependent on a normalized load but not site-specific.
  • the standard parameters include shear, the occurrence of turbulence, climatic conditions, air density, wind speed reference rates and wind zones.
  • the rotor blades Due to their dimensioning, which depends on the normalized load, the rotor blades have a defined profile with fixed parameters, such as, for example, the tread depth with associated profile polarities. This defined profile forms the basis for the load calculation and the calculation of the annual energy production (AEP).
  • AEP annual energy production
  • the rotor blades of a wind turbine usually have a suction and a pressure side. The suction and pressure sides converge at the rotor blade trailing edge of the rotor blade. By the pressure difference between the suction and pressure side vortices can be generated, which can provide at the trailing edge of the rotor blade for noise emission and performance degradation.
  • the design of a wind turbine or the resulting design of the rotor blades is mainly based on a normalized location or a normalized load, which also site-specific evidence / loads can be incorporated.
  • the rotor blades are fixed in their later geometric design.
  • the rotor blades have a fixed geometry, which is no longer accessible to subsequent adaptation with regard to distortion or tread depth in the production process.
  • the present invention is therefore based on the object of addressing 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.
  • a rotor blade of a rotor of a wind turbine has a rotor blade trailing edge extending between the rotor blade root and the rotor blade over a rotor blade length, as well as a tread depth that is established between the rotor blade trailing edge and the rotor blade leading edge.
  • the rotor blade has at least one profile element having a continuous profile section which can be attached to or in the area of the rotor blade trailing edge for changing the tread depth of the rotor blade whose extension beyond the rotor blade trailing edge depends on a normalized load-dependent dimensioning of the tread depth of the rotor blade and a load level adjusting at a site of the wind turbine.
  • the change in the tread depth is achieved by the attachment of the at least one profile element whose extent determined on the basis of the presence of a difference between the normalized load, which was the dimensioning of the rotor blade during its production, and a site-specific, for example, measured and / or simulated load level becomes. If the measured site load falls below For example, because of a lower air density, the normalized load on which the dimensioning of the rotor blade is based, oversizing is present. This oversizing represents a load reserve, which is made at least partially usable by the subsequent change in the tread depth of the rotor blade. On the basis of this oversizing, the permissible tread depth of the rotor blade specific to this location can be determined in order to adapt it later.
  • the attachment of the at least one profile element changes the tread depth of the rotor blade according to the extent of the profile element.
  • the continuous profile section of the profile element may have a constant or varying extent in profile depth direction.
  • the respective extension of the at least one profile element is determined as a function of the respective location-dependent load reserve of the wind energy plant.
  • the at least one profile element may extend at least in sections over the rotor blade length.
  • a single profile element extending continuously over the entire rotor blade length has the advantage that there are fewer transitions between it and the rotor blade, which can lead to undesired turbulence.
  • the provision of two or more profile elements is advantageous, since they are easier to realize manufacturing technology.
  • the mounting on the rotor blades is easier to represent.
  • the at least one profile element is arranged normal to the course of the rotor blade trailing edge.
  • the at least one profile element in the extension of the rotor blade trailing edge on a tapered course follows substantially the cross-sectional profile of the rotor blade, that is, for example, forms a tapered continuation of a profile section of the rotor blade profile beyond the rotor blade trailing edge.
  • the at least one profile element has a constant course in extension of the rotor blade trailing edge.
  • the at least one profile element can be designed as a plate with a constant thickness. Also combinations of rejuvenating course and constant course and / or yourself aufweitendem course are advantageously implemented in other embodiments. Alternatively or additionally, for example in sections, to a constant thickness, the profile element in the extension of the rotor blade trailing edge a decreasing thickness, ie a tapered course, have.
  • the rotor blade trailing edge may be formed pointed or blunt, that is, the rotor blade may have a Fiatback profile.
  • the at least one profile element can be arranged directly on the trailing edge, in particular in the case of a blunt trailing edge, or in the region of the trailing edge, in particular on the pressure and / or the suction side.
  • the profile element extending over the rotor blade length at least in sections may preferably have a course that is wound in sections in sections in relation to the longitudinal axis of the rotor blade.
  • the at least one profile element follows the torsion of the rotor blade. The specific aerodynamic properties of the original rotor blade thus at least essentially remain despite the change in the tread depth.
  • the extension of the at least sectionally extending over the rotor blade length profile element depending on the tread depth of the rotor blade change.
  • the width of the profile element may vary with the profile of the tread depth of the rotor blade in order to obtain the aerodynamic characteristics of the rotor blade.
  • the extension may depend on a position in the radius direction of the rotor.
  • the profile element is designed in several parts and has an extension of the rotor blade trailing edge to the profile section subsequent section with an interrupted course.
  • the profile element is designed in two parts.
  • the profile section is, as already stated, preferably designed as a plate.
  • the adjoining section can be formed in one piece or in several parts.
  • the interrupted course of the section is preferably designed jagged.
  • the serrated configuration contributes to an improvement of the flow behavior at the rotor blade trailing edge. Due to the jagged interrupted course of the section, eddies occurring at the rotor blade trailing edge can be reduced. Furthermore, such a section may contribute to a reduction in noise emission.
  • the at least one profile element is integrally formed and has a serrated profile, preferably on the side remote from the rotor blade trailing edge on.
  • a depth in the profile depth direction and / or a width in the rotor blade longitudinal direction of the tines is varied in accordance with an existing load reserve in order to adapt the tread depth of the rotor blade to the permissible tread depth that is specific for this location.
  • the wind attack surface of the rotor blade is increased.
  • the serrated profile adjoins the profile section of the at least one profile element or forms part of the profile section, ie the profile element has indentations on the profile section adjoining teeth.
  • the jagged interrupted course in the case of the multi-part design and the jagged course in the case of the one-piece embodiment extends beyond the rotor blade trailing edge, preferably a stamping, i.
  • the length, width and / or shape of the teeth as a function of a normalized load-dependent dimensioning of the tread depth of the rotor blade and a load level that is established at a site of the wind energy plant are determined and optimized.
  • 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.
  • the rotor comprises at least one rotor blade with a rotor blade trailing edge extending between the rotor blade root and the rotor blade over a rotor blade length, and a tread depth which is established between the rotor blade trailing edge and the rotor blade leading edge.
  • at least one provided with a continuous profile section profile element is attached to change the tread depth of the rotor blade or in the region of the rotor blade trailing edge whose extension beyond the rotor blade trailing edge depending on a normalized load-dependent dimensioning of the tread depth of the rotor blade and adjusting itself at a site of the wind turbine Load level is determined.
  • a greater extent of the at least one profile element can be selected with increasing falling below the normalized load-dependent dimensioning by the self-adjusting site-specific load level.
  • the at least one profile element is retrofitted.
  • a larger windage surface is generated, so that a higher contribution to the annual energy production can be achieved.
  • Fig. 1 shows a wind turbine schematically in a perspective view.
  • FIG. 2 shows a schematic view of a rotor blade with a rotor blade leading edge and a rotor blade trailing edge.
  • FIG. 3a shows a schematic representation of a partial section of a
  • Rotor blade trailing edge with at least one profile element arranged thereon Rotor blade trailing edge with at least one profile element arranged thereon.
  • FIGS. 3b to 3e schematically show various examples of a cross section of the profile element shown in FIG. 3a.
  • FIG. 4 shows a schematic illustration of a partial section of a rotor blade trailing edge with a section having a serrated profile before it changes a tread depth of the rotor blade.
  • FIG. 5 shows a schematic representation of the partial section of the rotor blade trailing edge according to FIG. 4 with a part arranged thereon
  • FIG. 6 shows a schematic representation of a partial section of a rotor blade trailing edge with a section designed as a profiled element and having a serrated profile.
  • FIG. 7 shows a schematic representation of the partial section of the rotor blade trailing edge according to FIG.
  • Fig. 1 illustrates a wind turbine as such schematically, so that the intended serrated trailing edge on the rotor blade is not clearly recognizable.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set into rotary motion by the wind and thereby drives a generator in the nacelle 104.
  • FIG. 2 shows a schematic view of a rotor blade 1 with a rotor blade leading edge 2 and a rotor blade trailing edge 3.
  • the rotor blade 1 extends from a rotor blade root 4 to a rotor blade tip 5.
  • the length between the rotor blade tip 5 and the rotor blade root 4 is referred to as rotor blade length L.
  • the distance between the rotor blade leading edge 2 and rotor blade trailing edge 3 is referred to as profile depth T.
  • the rotor blade length L and the tread depth T decisively determine the wind attack surface of the rotor blade 1.
  • FIG. 3 a shows a schematic representation of a partial section of a rotor blade trailing edge 3 with at least one profile element 6 arranged thereon.
  • the profile element 6 has a plate-shaped profile section 7.
  • the profile section 7 has in extension of the rotor blade trailing edge 3 has a tapered cross-sectional profile, as shown for example in Figs. 3c to 3e.
  • FIG. 3c shows a cross-sectional profile tapering uniformly from the pressure side and the suction side
  • FIGS. 3d and 3e show cross-sectional profiles which show a taper only from one of the sides of the profile element 6, ie from the pressure-side or the suction-side surface.
  • the profile section 7 may alternatively or in sections also in addition to the extension of the rotor blade trailing edge 3 have a constant cross-sectional profile.
  • the profile section 7 may have a substantially cuboidal cross section, as shown schematically in FIG. 3b.
  • Other cross-sectional profiles, such as concave, convex and the like, and combinations between the courses shown are conceivable.
  • the profile element 6 is adapted to the course of the rotor blade trailing edge 3 in the longitudinal direction of the rotor blade 1, so that it follows a curved as well as in a winding course of the rotor blade trailing edge 3.
  • the profile element 6 forms a section-wise extension of the rotor blade trailing edge 3.
  • ⁇ denotes an extension of the profile section 7 beyond the rotor blade trailing edge 3, which leads to an increase in the tread depth T in the subsequent arrangement of the profiled element 6 on the rotor blade trailing edge 3.
  • the extent ⁇ of the profile section 6 extending over the rotor blade length L at least in sections may change, for example, as a function of the tread depth T of the rotor blade 1.
  • the profile element 6 is executed in one piece in the illustrated embodiment and extends at least in sections over the rotor blade length L. Also conceivable is a segmented arrangement of several profile elements 6. For this purpose, a plurality of profile elements 6 are arranged side by side on the rotor blade trailing edge 3.
  • FIG. 4 shows a schematic representation of a partial section of a rotor blade trailing edge 3 with a serrated section 8 arranged thereon before the change in the tread depth T of the rotor blade 1.
  • the section 8 is arranged normal to the rotor blade trailing edge 3, ie it essentially forms a continuation of the chord of the rotor blade 1.
  • the provided with serrations 9 Section 8 serves to improve the flow behavior of the rotor blade trailing edge 3.
  • the distance between a serrated tip 12 as the extreme point of Pips 9 and the beginning of the rotor blade trailing edge 3 is denoted by the reference numeral Z provided.
  • Each lying between two adjacent prongs 9 lowest point is referred to as Zackenground 1 1.
  • the distance Z comprises the area between the rotor blade trailing edge 3 facing side of the section 8, that is, the beginning of the section 8, and the tooth base 1 1, and the distance between the tooth base 1 1 and the point tip 12.
  • the respective distance between the Zackengrund 1 1 and the point tip 12 of a tine 9 is referred to as a serrated height H.
  • the serration height H and / or a distance between two prongs 9 and / or a shape of the prongs 9 itself can vary along the course of the rotor blade trailing edge 3.
  • section 8 is shown with a V-shaped, serrated pattern.
  • FIG. 5 shows a schematic illustration of the partial section of the rotor blade trailing edge 3 according to FIG. 4 with a profile element 6 arranged thereon, to which the serrated section 8 adjoins.
  • the profile element 6 is arranged between the rotor blade trailing edge 3 and the serrated section 8.
  • the extension ⁇ or width of the profile section 7 determines the change in the tread depth T of the rotor blade 1.
  • the adjoining the profile section 7 serrated portion 8 can also be subsequently arranged on the profile element 6.
  • Preferred is an embodiment in which the section 8 is part of the profile element 6.
  • FIG. 6 shows a schematic illustration of a partial section of a rotor blade trailing edge 3 with a profiled element having a serrated profile 8 before the profile depth T of the rotor blade 1 is changed.
  • FIG. 7 shows a schematic illustration of the subsection of the rotor blade trailing edge 3 according to FIG. 6.
  • a changed in its geometric dimensions a jagged course having portion 8 'itself the profile element 6.
  • To change the tread depth T of the rotor blade 1 is provided to increase the distance Z by an extension ⁇ .
  • an additional, acting as a profile section 7, spacing 10 is provided.
  • An alternative to this provides to increase the serration height H and / or width, while the distance between the prong base 1 1 and the beginning of the section 8 'remains the same.
  • the section 8 arranged on the rotor blade trailing edge 3 is replaced by a section 8 '.
  • the design of the wind turbine 100 or the dimensioning and design of the rotor blades 1 is based on a normalized location or a normalized load. This takes into account occurring load peaks in order to ensure the operational safety of the wind turbine. As a result, the rotor blades 1 are fixed in their later geometric design. Therefore, the rotor blades 1 have a fixed geometry, which is no longer accessible to a later adaptation in terms of their distortion or tread depth T in the manufacturing process.
  • standard parameters flow into the sizing of the wind energy plant, which is dependent on a normalized load but not site-specific. The standard parameters include shear, the occurrence of turbulence, climatic conditions, air density, wind speed reference rates and wind zones.
  • the rotor blades 1 are dimensioned to provide an adequate level of protection against damage from risks during the planned life of the wind turbine. Actual operating conditions often differ from these standard parameters used in the design. Thus, load reserves may arise, for example due to a lower wind density than was used in the design of the rotor blades 1.
  • This load reserve which results from oversizing, is used as a parameter for determining the permissible tread depth T of the rotor blades 1 that is specific for this location. If the permissible tread depth T specific to the location was determined on the basis of the load actually occurring, the possible additional extent ⁇ of the profile element 6 can be determined from this.
  • the wind attack surface which results from the rotor blade length and the tread depth of the rotor blade 1 and the extension ⁇ of the profile element, site-specific adapt to optimize the annual energy production of the wind turbine.
  • profile element 6 can of course also have other advantageous applications and is therefore not limited to the load optimization.
  • the embodiment can be used by means of one or more profile elements 6 for optimizing the induction factor distribution.
  • the text "flow control in wind turbine rotor blades with emphasis on boundary layer extraction", B.
  • the optimum operating point is characterized by a value of 1/3 for a in the ideal case. If the local high speed number A kai is introduced at a local radius position, the tangential induction factor a 'can be defined as follows:

Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Rotorblatt, welches eine sich zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblatt über eine Rotorblattlänge erstreckende Rotorblatthinterkante sowie eine sich zwischen Rotorblatthinterkante und Rotorblattvorderkante einstellende Profiltiefe aufweist. Zur Effizienzsteigerung ist an oder im Bereich der Rotorblatthinterkante zumindest ein Profilelement mit einem durchgängigen Profilabschnitt zur Veränderung der Profiltiefe des Rotorblatts anbringbar, wobei sich die Erstreckung des Profilabschnitts über die Rotorblatthinterkante hinaus in Abhängigkeit von einer normierten lastabhängigen Dimensionierung der Profiltiefe des Rotorblattes und einem sich an einem Aufstellungsort der Windenergieanlage einstellenden Lastniveau bestimmt.

Description

Rotorblatt eines Rotors einer Windenergieanlage, Windenergieanlage und Verfahren zur Verbesserung des Wirkungsgrades eines Rotors einer Windenergieanlage
Die Erfindung betrifft ein Rotorblatt eines Rotors einer Windenergieanlage sowie eine Windenergieanlage. Zudem betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Verbesserung des Wirkungsgrades eines Rotors einer Windenergieanlage.
Windenergieanlagen sind allgemein bekannt und beispielsweise wie in Fig. 1 ausgestaltet. Die Auslegung von Windenergieanlagen respektive ihrer Bauteile erfolgt anhand standardisierter Richtlinien (z.B. IEC 61400), welche die wesentlichen Auslegungsanforderungen zur Sicherstellung der technischen Integrität von Windenergieanlagen zum Gegenstand hat. Der Zweck dieser Norm besteht darin, für ein angemessenes Schutzniveau gegen Schäden aus Risiken während der geplanten Lebensdauer der Windenergieanlage zu sorgen. Hierbei fließen Normparameter in die von einer normierten Last abhängige, jedoch nicht standortspezifische, Dimensionierung der Windenergieanlage ein. Bei den Normparametern handelt es sich unter anderem um Scherung, das Auftreten von Turbulenzen, klimatische Bedingungen, Luftdichte, Referenzgeschwindigkeiten für Windklassen und Windzonen. Aufgrund ihrer von der normierten Last abhängigen Dimensionierung weisen die Rotorblätter ein definiertes Profil mit fixen Parametern, wie z.B. der Profiltiefe mit dazugehörigen Profilpolaren, auf. Dieses festgelegte Profil bildet die Grundlage für die Lastrechnung und die Berechnung der Jahresenergieerzeugung (AEP). Für die Emissionen und die Effizienz der Windenergieanlage ist das Design des beziehungsweise der Rotorblätter ein wichtiger Aspekt. Die Rotorblätter einer Windenergieanlage weisen üblicherweise eine Saug- und eine Druckseite auf. Die Saug- und die Druck- seite laufen an der Rotorblatthinterkante des Rotorblatts zusammen. Durch den Druckunterschied zwischen Saug- und Druckseite können Wirbel erzeugt werden, die an der Hinterkante des Rotorblattes für eine Geräuschemission und Leistungsminderung sorgen können. Die Auslegung einer Windenergieanlage beziehungsweise die daraus resultierende Ausgestaltung der Rotorblätter orientiert sich überwiegend an einem normierten Standort beziehungsweise einer normierten Last, wobei auch standortspezifische Nachweise/Lasten einfließen können. Hierdurch sind die Rotorblätter in ihrer späteren geometrischen Ausgestaltung festgelegt. Insbesondere weisen die Rotorblätter eine fixe Geomet- rie auf, welche einer nachträglichen Anpassung bezüglich Verwindung oder Profiltiefe im Herstellprozess nicht mehr zugänglich ist.
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.
Zur Lösung der Aufgabe wird ein Rotorblatt eines Rotors einer Windenergieanlage vorgeschlagen. Das Rotorblatt weist eine sich zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblatt über eine Rotorblattlänge erstreckende Rotorblatthinterkante sowie eine sich zwischen Rotor- blatthinterkante und Rotorblattvorderkante einstellende Profiltiefe auf. Zur Effizienzsteigerung weist das Rotorblatt zumindest ein einen durchgängigen Profilabschnitt aufweisendes Profilelement auf, das an oder im Bereich der Rotorblatthinterkante zur Veränderung der Profiltiefe des Rotorblatts anbringbar ist, dessen Erstreckung über die Rotorblatthinterkante hinaus sich in Abhängigkeit von einer normierten lastabhängigen Dimensionie- rung der Profiltiefe des Rotorblattes und einem sich an einem Aufstellungsort der Windenergieanlage einstellenden Lastniveau bestimmt.
Die Veränderung der Profiltiefe erfolgt durch die Anbringung des zumindest einen Profilelementes, dessen Erstreckung auf Grundlage des Vorliegens einer Differenz zwischen der normierten Last, die der Dimensionierung des Rotorblattes bei dessen Fertigung zu Grunde lag, und einem standortspezifischen, beispielsweise gemessenen und/oder simulierten Lastniveau bestimmt wird. Unterschreitet die gemessene Standortlast, bei- spielsweise wegen einer geringeren Luftdichte, die der Dimensionierung des Rotorblattes zugrunde liegende normierte Last, liegt eine Überdimensionierung vor. Diese Überdimensionierung stellt eine Lastreserve dar, welche durch die nachträgliche Veränderung der Profiltiefe des Rotorblattes zumindest teilweise nutzbar gemacht wird. Auf Grundlage dieser Überdimensionierung lässt sich die für diesen Standort spezifische zulässige Profiltiefe des Rotorblattes bestimmen, um diese nachträglich anzupassen. Die Anbringung des zumindest einen Profilelements verändert die Profiltiefe des Rotorblattes entsprechend der Erstreckung des Profilelementes. Der durchgängige Profilabschnitt des Profilelementes kann eine konstante oder eine variierende Ausdehnung in Profiltiefen- richtung aufweisen. Durch das zumindest eine Profilelement lässt sich an dem bestehenden Rotorblatt eine größere Windangriffsfläche schaffen, was mit einer Leistungssteigerung durch eine gezielte Ausnutzung der vorhandenen Lastreserve einhergeht.
Zur Vergrößerung der Windangriffsfläche respektive der Erhöhung der Profiltiefe durch das zumindest eine Profilelement sind verschiedene Ausgestaltungen desselben denkbar. Die jeweilige Erstreckung des zumindest einen Profilelements wird in Abhängigkeit von der jeweiligen standortabhängigen Lastreserve der Windenergieanlage bestimmt.
Bevorzugt kann sich das zumindest eine Profilelement zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge erstrecken. Ein einzelnes, sich durchgehend über die gesamte Rotorblattlänge erstreckendes Profilelement hat den Vorteil, dass weniger Übergänge zwischen diesem und dem Rotorblatt vorhanden sind, an welchen es zu ungewollten Verwir- belungen kommen kann. Andererseits ist das Vorsehen zweier oder mehrerer Profilelemente vorteilhaft, da diese fertigungstechnisch einfacher zu realisieren sind. Zudem ist die Montage an den Rotorblättern einfacher darstellbar. Vorzugsweise ist das zumindest eine Profilelement normal zum Verlauf der Rotorblatthinterkante angeordnet.
In einer bevorzugten Ausführungsform weist das zumindest eine Profilelement in Verlängerung der Rotorblatthinterkante einen sich verjüngenden Verlauf auf. Der verjüngende Verlauf folgt dabei im Wesentlichen dem Querschnittsverlauf des Rotorblattes, das heißt bildet eine beispielsweise spitz zulaufende Fortführung eines Profilschnittes des Rotorblattprofils über die Rotorblatthinterkante hinaus.
In einer bevorzugten Ausführungsform weist das zumindest eine Profilelement in Verlän- gerung der Rotorblatthinterkante einen konstanten Verlauf auf. Hierzu kann das zumindest eine Profilelement als eine Platte mit konstanter Dicke ausgeführt sein. Auch Kombinationen aus verjüngendem Verlauf und konstantem Verlauf und/oder auch sich aufweitendem Verlauf sind in anderen Ausführungsformen vorteilhaft umsetzbar. Alternativ oder zusätzlich, beispielsweise abschnittsweise, zu einer konstanten Dicke kann das Profilelement in Verlängerung der Rotorblatthinterkante eine abnehmende Dicke, also einen sich verjüngenden Verlauf, aufweisen.
Die Rotorblatthinterkante kann spitz oder stumpf ausgebildet sein, das heißt das Rotorblatt kann ein Fiatback Profil aufweisen. Das zumindest eine Profilelement kann direkt an die Hinterkante, insbesondere im Falle einer stumpfen Hinterkante, oder im Bereich der Hinterkante, insbesondere an der Druck- und/oder der Saugseite angeordnet werden.
Vorzugsweise kann das sich zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge erstreckende Profilelement einen zur Längsachse des Rotorblattes abschnittsweise gewundenen Verlauf aufweisen. Das zumindest eine Profilelement folgt der Verwindung des Rotorblattes. Die spezifischen aerodynamischen Eigenschaften des ursprünglichen Rotorblattes bleiben somit trotz der Veränderung der Profiltiefe zumindest im Wesentlichen erhalten.
Bevorzugt kann sich die Erstreckung des zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge erstreckenden Profilelements in Abhängigkeit von der Profiltiefe des Rotorblatts ändern. Die Breite des Profilelements kann sich mit dem Verlauf der Profiltiefe des Rotorblatts ändern, um die aerodynamische Charakteristik des Rotorblatts zu erhalten. Alternativ oder zusätzlich zu einer Abhängigkeit von der Profiltiefe des Rotorblattes kann die Erstreckung von einer Position in Radiusrichtung des Rotors abhängen. In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist das Profilelement mehrteilig ausgebildet und weist einen sich in Verlängerung der Rotorblatthinterkante an den Profilabschnitt anschließenden Abschnitt mit einem unterbrochenen Verlauf auf. Besonders bevorzugt ist das Profilelement zweiteilig ausgeführt. Der Profilabschnitt ist, wie hierzu bereits ausgeführt wurde, vorzugsweise als eine Platte ausgeführt. Der sich daran an- schließende Abschnitt kann einteilig oder mehrteilig ausgebildet sein. Der unterbrochene Verlauf des Abschnitts ist bevorzugt zackenförmig ausgeführt. Die zackenförmige Ausgestaltung trägt zu einer Verbesserung des Strömungsverhaltens an der Rotorblatthinterkante bei. Durch den zackenförmig unterbrochenen Verlauf des Abschnitts lassen sich an der Rotorblatthinterkante auftretende Wirbel reduzieren. Des Weiteren kann ein solcher Abschnitt zu einer Reduzierung der Geräuschemission beitragen. In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist das zumindest eine Profilelement einteilig ausgebildet und weist einen gezackten Verlauf, vorzugsweise an der von der Rotorblatthinterkante abgewandten Seite, auf. Zur Erreichung einer Profiltiefenzunahme wird eine Tiefe in Profiltiefenrichtung und/oder eine Breite in Rotorblattlängsrichtung der Zacken in Abhängigkeit von einer bestehenden Lastreserve entsprechend variiert, um die Profiltiefe des Rotorblatts an die für diesen Standort spezifische zulässige Profiltiefe anzupassen. Damit einhergehend wird die Windangriffsfläche des Rotorblatts vergrößert. Der gezackte Verlauf schließt sich an den Profilabschnitt des zumindest einen Profilelementes an bzw. bildet einen Teil des Profilabschnittes, d.h. das Profilelement weist einteilig sich an den Profilabschnitt anschließende Zacken auf.
Auch der zackenförmig unterbrochene Verlauf im Falle der mehrteiligen Ausgestaltung und der gezackte Verlauf im Falle der einteiligen Ausgestaltung erstreckt sich über die Rotorblatthinterkante hinaus, wobei vorzugsweise eine Ausprägung, d.h. insbesondere Länge, Breite und/oder Form der Zacken in Abhängigkeit von einer normierten lastabhängigen Dimensionierung der Profiltiefe des Rotorblattes und einem sich an einem Aufstellungsort der Windenergieanlage einstellenden Lastniveau bestimmt und optimiert wird. Weiterhin wird eine Windenergieanlage mit wenigstens einem erfindungsgemäßen Rotorblatt, vorzugsweise mit drei erfindungsgemäßen Rotorblättern vorgeschlagen.
Ferner wird ein Verfahren zur Verbesserung des Wirkungsgrades eines Rotors einer Windenergieanlage vorgeschlagen. Der Rotor umfasst wenigstens ein Rotorblatt mit einer sich zwischen Rotorblattwurzel und Rotorblatt über eine Rotortblattlänge erstreckenden Rotorblatthinterkante sowie einer sich zwischen Rotorblatthinterkante und Rotorblattvorderkante einstellenden Profiltiefe. Hierzu wird zur Veränderung der Profiltiefe des Rotorblatts an oder im Bereich der Rotorblatthinterkante zumindest ein mit einem durchgängigen Profilabschnitt versehenes Profilelement angebracht, dessen Erstreckung über die Rotorblatthinterkante hinaus in Abhängigkeit von einer normierten lastabhängigen Dimensionierung der Profiltiefe des Rotorblattes und einem sich an einem Aufstellungsort der Windenergieanlage einstellenden Lastniveau bestimmt wird. Während des laufenden Betriebs der Windenergieanlage werden Informationen über die auftretenden Bedingungen erfasst und ausgewertet, um auf das tatsächliche Lastniveau rückschließen zu können. Eine sich zwischen der aufgrund der normierten lastabhängigen Dimensionierung angenommenen Auslegungslast und der am Aufstellungsstandort tatsächlich be- stimmten Auslastung der Windenergieanlage einstellende Lastreserve wird durch die Anbringung des zumindest einen Profilelementes nutzbar.
Es ergeben sich somit die Zusammenhänge, Erläuterungen und Vorteile gemäß wenigs- tens einer Ausführungsform des beschriebenen Rotorblattes.
Insbesondere kann mit zunehmender Unterschreitung der normierten lastabhängigen Dimensionierung durch das sich einstellende standortspezifische Lastniveau eine größere Erstreckung des zumindest einen Profilelements gewählt werden.
Bevorzugt wird das zumindest eine Profilelement nachgerüstet. Durch das spezifische Nachrüsten der Rotorblätter mit dem zumindest einen Profilelement wird eine größere Windangriffsfläche erzeugt, so dass sich ein höherer Beitrag zur Jahresenergieerzeu- gung erzielen lässt.
Nachfolgend wird die Erfindung exemplarisch anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage schematisch in einer perspektivischen Ansicht.
Fig. 2 zeigt eine schematische Ansicht eines Rotorblatts mit einer Rotorblattvorderkante sowie einer Rotorblatthinterkante. Fig. 3a zeigt eine schematische Darstellung eines Teilabschnitts einer
Rotorblatthinterkante mit zumindest einem daran angeordneten Profilelement.
Fig. 3b bis 3e zeigen schematisch verschiedene Beispiele eines Querschnittes des in Fig. 3a gezeigten Profilelementes.
Fig. 4 zeigt eine schematische Darstellung eines Teilabschnitts einer Rotorblatthinterkante mit einem daran angeordneten, einen gezackten Verlauf aufweisenden Abschnitt vor der Veränderung einer Profiltiefe des Rotorblatts. Fig. 5 zeigt eine schematische Darstellung des Teilabschnitts der Rotorblatthinterkante gemäß Fig. 4 mit einem daran angeordneten
Profilelement.
Fig. 6 zeigt eine schematische Darstellung eines Teilabschnitts einer Rotorblatthinterkante mit einem als Profilelement ausgeführten, einen gezackten Verlauf aufweisenden Abschnitt.
Fig. 7 zeigt eine schematische Darstellung des Teilabschnitts der Rotorblatthinterkante gemäß Fig.6.
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 Fig. 1 eine Windenergieanlage als solche schematisch, so dass die vorgesehene zackenförmige Hinterkante an dem Rotorblatt nicht eindeutig erkennbar ist.
Fig. 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung ver- setzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
Fig. 2 zeigt eine schematische Ansicht eines Rotorblattes 1 mit einer Rotorblattvorderkante 2 sowie einer Rotorblatthinterkante 3. Das Rotorblatt 1 erstreckt sich von einer Rotorblattwurzel 4 zu einer Rotorblattspitze 5. Die Länge zwischen der Rotorblattspitze 5 und der Rotorblattwurzel 4 wird als Rotorblattlänge L bezeichnet. Der Abstand zwischen Rotorblattvorderkante 2 und Rotorblatthinterkante 3 wird als Profiltiefe T bezeichnet. Die Rotorblattlänge L und die Profiltiefe T bestimmen maßgeblich die Windangriffsfläche des Rotorblattes 1. Fig. 3a zeigt eine schematische Darstellung eines Teilabschnitts einer Rotorblatthinterkante 3 mit zumindest einem daran angeordneten Profilelement 6. Das Profilelement 6 weist einen plattenförmigen Profilabschnitt 7 auf. Der Profilabschnitt 7 weist in Verlängerung der Rotorblatthinterkante 3 einen sich verjüngenden Querschnittsverlauf auf, wie er beispielsweise in den Fig. 3c bis 3e gezeigt ist. Fig. 3c zeigt einen sich gleichmäßig von der Druckseite und der Saugseite verjüngenden Querschnittsverlauf, wohingegen Fig. 3d und 3e Querschnittsverläufe zeigen, die eine Verjüngung nur von einer der Seiten des Profilelementes 6 aus, d.h. von der druckseitigen oder der saugseitigen Fläche aus, zeigen. Der Profilabschnitt 7 kann alternativ oder abschnittsweise auch zusätzlich in Verlängerung der Rotorblatthinterkante 3 einen konstanten Querschnittsverlauf aufweisen. Hierzu kann der Profilabschnitt 7 einen im Wesentlichen quaderförmigen Querschnitt aufweisen, wie in Fig. 3b schematisch gezeigt ist. Auch andere Querschnittsverläufe, beispielsweise konkave, konvexe und ähnliche, sowie Kombinationen zwischen den gezeigten Verläufen sind vorstellbar.
Das Profilelement 6 ist an den Verlauf der Rotorblatthinterkante 3 in Längsrichtung des Rotorblatts 1 angepasst, so dass es einem gekrümmten wie auch in sich gewundenen Verlauf der Rotorblatthinterkante 3 folgt. Das Profilelement 6 bildet eine abschnittsweise Verlängerung der Rotorblatthinterkante 3.
Mit ΔΤ ist eine Erstreckung des Profilabschnitts 7 über die Rotorblatthinterkante 3 hinaus bezeichnet, welche zu einer Zunahme der Profiltiefe T bei der nachträglichen Anordnung des Profilelements 6 an der Rotorblatthinterkante 3 führt. Dabei kann sich die Erstreckung ΔΤ des zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge L erstreckenden Profilabschnitts 6 beispielsweise in Abhängigkeit von der Profiltiefe T des Rotorblatts 1 ändern. Das Profilelement 6 ist in der dargestellten Ausführungsform einteilig ausgeführt und erstreckt sich zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge L. Denkbar ist auch eine segmentierte Anordnung von mehreren Profilelementen 6. Hierzu sind mehrere Profilelemente 6 nebeneinander an der Rotorblatthinterkante 3 angeordnet. Vorzugsweise sind in diesem Fall die Übergänge zwischen den mehreren Profilelementen 6 geschäf- tet ausgeführt, wobei auch andere Ausgestaltungen der Übergänge möglich sind. In Fig. 4 ist eine schematische Darstellung eines Teilabschnitts einer Rotorblatthinterkante 3 mit einem daran angeordneten, einen gezackten Verlauf aufweisenden Abschnitt 8 vor der Veränderung der Profiltiefe T des Rotorblatts 1 gezeigt. Der Abschnitt 8 ist normal zur Rotorblatthinterkante 3 angeordnet, d.h. er bildet im Wesentlichen eine Fortführung der Profilsehne des Rotorblatts 1. Der mit Zacken 9 versehene Abschnitt 8 dient zur Verbesserung des Strömungsverhaltens an der Rotorblatthinterkante 3. Der Abstand zwischen einer Zackenspitze 12 als äußerstem Punkt der Zacken 9 und dem Beginn der Rotorblatthinterkante 3 ist mit dem Bezugszei- chen Z versehen. Ein jeweils zwischen zwei benachbarten Zacken 9 liegender tiefster Punkt ist als Zackengrund 1 1 bezeichnet. Der Abstand Z umfasst den Bereich zwischen der der Rotorblatthinterkante 3 zugewandten Seite des Abschnitts 8, das heißt dem Beginn des Abschnitts 8, und dem Zackengrund 1 1 , sowie dem Abstand zwischen dem Zackengrund 1 1 und der Zackenspitze 12. Der jeweilige Abstand zwischen dem Zackengrund 1 1 und der Zackenspitze 12 einer Zacke 9 wird als Zackenhöhe H bezeichnet. Die Zackenhöhe H und/oder ein Abstand zwischen zwei Zacken 9 und/oder eine Form der Zacken 9 selbst kann entlang des Verlaufs der Rotorblatthinterkante 3 variieren. In diesem Beispiel ist der Abschnitt 8 mit einem V-förmig verlaufenden, gezackten Verlauf gezeigt. Alternativ oder zusätzlich zu der illustrierten V-förmig verlaufenden Form sind auch vollständig oder teilweise abgerundete Verläufe bis hin zu sinusförmigen Verläufen vorstellbar.
In Fig. 5 ist eine schematische Darstellung des Teilabschnitts der Rotorblatthinterkante 3 gemäß Fig. 4 mit einem daran angeordneten Profilelement 6 gezeigt, an das sich der gezackte Abschnitt 8 anschließt. Das Profilelement 6 ist zwischen der Rotorblatthinterkante 3 und dem gezackten Abschnitt 8 angeordnet. Die Erstreckung ΔΤ bzw. Breite des Profilabschnitts 7 bestimmt die Veränderung der Profiltiefe T des Rotorblatts 1 . Der sich an den Profilabschnitt 7 anschließende gezackte Abschnitt 8 kann ebenfalls nachträglich an dem Profilelement 6 angeordnet werden. Bevorzugt ist eine Ausgestaltung, bei welcher der Abschnitt 8 Bestandteil des Profilelementes 6 ist.
In Fig. 6 ist eine schematische Darstellung eines Teilabschnitts einer Rotorblatthinterkante 3 mit als Profilelement ausgeführten, einen gezackten Verlauf aufweisenden Abschnitt 8 vor der Veränderung der Profiltiefe T des Rotorblatts 1 gezeigt.
In Fig. 7 ist eine schematische Darstellung des Teilabschnitts der Rotorblatthinterkante 3 gemäß Fig. 6 gezeigt. Bei dieser Ausführungsform bildet ein in seinen geometrischen Abmessungen veränderter, einen gezackten Verlauf aufweisender Abschnitt 8' selbst das Profilelement 6. Zur Veränderung der Profiltiefe T des Rotorblatts 1 ist vorgesehen, den Abstand Z um eine Erstreckung ΔΤ zu vergrößern. Hierzu ist in dem Bereich zwischen dem Beginn des Abschnitts 8' und dem Zackengrund 1 1 eine zusätzliche, als Profilabschnitt 7 fungierende, Beabstandung 10 vorgesehen. Eine Alternative hierzu sieht vor, die Zackenhöhe H und/oder Breite zu vergrößern, während der Abstand zwischen dem Zackengrund 1 1 und dem Beginn des Abschnitts 8' gleich bleibt. Zur Veränderung der Profiltiefe T wird der an der Rotorblatthinterkante 3 angeordnete Abschnitt 8 durch einen Abschnitt 8' ersetzt. Die Auslegung der Windenergieanlage 100 beziehungsweise die Dimensionierung und Ausgestaltung der Rotorblätter 1 orientiert sich an einem normierten Standort beziehungsweise einer normierten Last. Diese berücksichtigt auftretende Lastspitzen, um die Betriebssicherheit der Windenergieanlage zu gewährleisten. Hierdurch sind die Rotorblätter 1 in ihrer späteren geometrischen Ausgestaltung festgelegt. Daher weisen die Rotorblätter 1 eine fixe Geometrie auf, welche einer späteren Anpassung hinsichtlich ihrer Verwindung oder Profiltiefe T im Herstellprozess nicht mehr zugänglich ist. Für die Auslegung der Rotorblätter fließen Normparameter in die von einer normierten Last abhängigen, jedoch nicht standortspezifischen, Dimensionierung der Windenergieanlage ein. Bei den Normparametern handelt es sich unter anderem um Scherung, das Auftreten von Turbulenzen, klimatische Bedingungen, Luftdichte, Referenzgeschwindigkeiten für Windklassen und Windzonen. Auf Basis dieser Informationen werden die Rotorblätter 1 dimensioniert, um für ein angemessenes Schutzniveau gegen Schäden aus Risiken während der geplanten Lebensdauer der Windenergieanlage zu sorgen. Die tatsächlich auftretenden Betriebsbedingungen weichen oftmals von diesen der Auslegung zugrunde gelegten Normparameter ab. Es können sich somit Lastreserven ergeben, beispielsweise aufgrund einer geringeren Winddichte als bei der Auslegung der Rotor- blätter 1 zugrunde gelegt wurde. Diese Lastreserve, die aus einer Überdimensionierung resultiert, wird als Parameter für die Bestimmung der die für diesen Standort spezifischen zulässigen Profiltiefe T der Rotorblätter 1 verwendet. Wurde die für den Standort spezifische zulässige Profiltiefe T anhand der tatsächlich auftretenden Last bestimmt, lässt sich hieraus die mögliche zusätzliche Erstreckung ΔΤ des Profilelements 6 bestimmen. Somit wird die Windangriffsfläche, die sich aus der Rotorblattlänge sowie der Profiltiefe des Rotorblatts 1 und der Erstreckung ΔΤ des Profilelementes ergibt, standortspezifisch anpassen, um die Jahresenergieerzeugung der Windkraftanlage zu optimieren.
Es sollte beachtet werden, dass das Profilelement 6 natürlich auch weitere, vorteilhafte Anwendungen haben kann und somit nicht auf die Lastoptimierung beschränkt ist. Beispielsweise kann die Ausgestaltung mittels eines oder mehrerer Profilelemente 6 zur Optimierung der Induktionsfaktorverteilung Anwendung finden. Hierzu wird, vergleiche beispielsweise die Schrift„Strömungsbeeinflussung bei Rotorblättern von Windenergieanlagen mit Schwerpunkt auf Grenzschichtabsaugung", B. Souza Heinzelmann, http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-2975, häufig ein axialer Induktionsfaktor a und ein radialer Induktionsfaktor a' betrachtet, welche durch die axiale bzw. radiale Verzögerung der Luftströmung in der Rotorebene den Wirkungsgrad des Rotors ausdrücken. Mit der Windgeschwindigkeit ui weit vor der Rotorebene und der Windgeschwindigkeit U2 in der Rotorebene wird der axiale Induktionsfaktor a, wie folgt definiert: a = \— l- u,
Der optimale Betriebspunkt wird durch einen Wert von 1/3 für a im idealen Fall charakterisiert. Wird die lokale Schnelllaufzahl A kai an einer lokalen Radiusposition eingeführt, kann der tangentiale Induktionsfaktor a'wie folgt definiert werden:
, a - (\ - a)
a =
2

Claims

A n s p r ü c h e
1. Rotorblatt (1 ) eines Rotors einer Windenergieanlage, mit einer sich zwischen Rotorblattwurzel (4) und Rotorblattspitze (5) über eine Rotorblattlänge (L) erstreckenden Rotorblatthinterkante (3) sowie einer sich zwischen Rotorblattvorderkante (2) und Rotorblatthinterkante (3) einstellenden Profiltiefe (T), dadurch gekennzeichnet, dass das Rotorblatt (1 ) zumindest ein einen durchgängigen Profilabschnitt (7) aufweisendes Profilelement (6) aufweist, das an oder im Bereich der Rotorblatthinterkante (3) zur Veränderung der Profiltiefe (T) des Rotorblatts (1 ) anbringbar ist, dessen Erstreckung (ΔΤ) über die Rotorblatthinterkante (3) hinaus sich in Abhängigkeit von einer normierten lastabhängigen Dimensionierung der Profiltiefe (T) des Rotorblattes (1 ) und einem sich an einem Aufstellungsort der Windenergieanlage einstellenden Lastniveau bestimmt.
2. Rotorblatt (1 ) nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass sich das zumindest eine Profilelement (6) zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge (L) erstreckt.
3. Rotorblatt (1 ) nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das zumindest eine Profilelement (6) in Verlängerung der Rotorblatthinterkante (3) einen sich verjüngenden Verlauf aufweist.
4. Rotorblatt (1 ) nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das zumindest eine Profilelement (6) in Verlängerung der Rotorblatthinterkante (3) einen konstanten Verlauf aufweist.
5. Rotorblatt (1 ) nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das sich zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge (L) erstreckende Profilelement (6) einen zur Längsachse des Rotorblattes (1 ) abschnittsweise gewundenen Verlauf aufweist.
6. Rotorblatt (1 ) nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das sich die Erstreckung (ΔΤ) des zumindest abschnittsweise über die Rotorblattlänge (L) erstreckenden Profilelements (6) in Abhängigkeit von der Profiltiefe (T) des Rotorblatts (1 ) ändert.
7. Rotorblatt (1 ) nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Profilelement (6) mehrteilig ausgebildet ist und einen sich in Verlängerung der Rotorblatthinterkante (3) an den Profilabschnitt (7) anschließenden Abschnitt (8) mit einem unterbrochenen Verlauf aufweist.
8. Rotorblatt (1 ) nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Abschnitt (8) einen gezackten Verlauf aufweist.
9. Rotorblatt (1 ) nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Profilelement (6) einteilig ausgebildet ist und einen gezackten Verlauf aufweist.
10. Windenergieanlage (100) mit wenigstens einem Rotorblatt (1 ) nach einem der Ansprüche 1 bis 9, vorzugsweise mit drei Rotorblättern (1 ) nach einem der Ansprüche 1 bis 9.
1 1. Verfahren zur Verbesserung des Wirkungsgrades eines Rotors einer Windenergieanlage, mit wenigstens einem Rotorblatt (1 ), einer sich zwischen Rotorblattwurzel (4) und Rotorblattspitze (5) über eine Rotortblattlänge (L) erstreckenden Rotorblatthinterkante (3) sowie einer sich zwischen Rotorblattvorderkante (2) und Rotorblatthinterkante (3) einstellenden Profiltiefe (T), dadurch gekennzeichnet, dass an oder im Bereich der Rotorblatthinterkante (3) zur Veränderung der Profiltiefe (T) des Rotorblatts (1 ) zumindest ein einen durchgängigen Profilabschnitt (7) aufweisendes Profilelement (6) angebracht wird, dessen Erstreckung (ΔΤ) über die Rotorblatthinterkante (3) hinaus in Abhängigkeit von einer normierten lastabhängigen Dimensionierung der Profiltiefe (T) des Rotorblattes (1 ) und einem sich an einem Aufstellungsort der Windenergieanlage einstellenden Lastniveau bestimmt wird.
12. Verfahren nach Anspruch 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das mit zunehmender Unterschreitung der lastabhängigen Dimensionierung durch das sich einstellende Lastniveau eine größere Erstreckung (ΔΤ) des zumindest einen Profilelements (6) gewählt wird.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 1 oder 12, dadurch gekennzeichnet, dass das zumindest eine Profilelement (6) nachgerüstet wird.
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