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Die
Erfindung betrifft ein Rotorblatt einer Windenergieanlage sowie
eine Windenergieanlage. Als Stand der Technik hierzu sei allgemein
auf das Buch "Windkraftanlagen", Erich Hau, 1996,
verwiesen. Dieses Buch enthält
einige Beispiele für
Windenergieanlagen, Rotorblätter
solcher Windenergieanlagen sowie Querschnitte solcher Rotorblätter aus dem
Stand der Technik. Auf Seite 102, Bild 5.34., sind die geometrischen
Profilparameter von aerodynamischen Profilen gemäß NACA dargestellt. Dabei ist
zu sehen, dass das Rotorblatt beschrieben wird durch eine Profiltiefe,
die der Länge
der Sehne entspricht, einer größten Wölbung (oder
Wölbungsverhältnis) als
maximale Erhebung einer Skelettlinie über der Sehne, einer Wölbungsrücklage,
also dem Ort bezogen auf die Profiltiefe, wo die größte Wölbung innerhalb
des Querschnittes des Rotorblattes ausgebildet ist, eine größte Profildicke
als größter Durchmesser
eines eingeschriebenen Kreises mit dem Mittelpunkt auf der Skelettlinie
und der Dickenrücklage,
also dem Ort bezogen auf die Profiltiefe, wo der Querschnitt des
Rotorblatts seine größte Profildicke annimmt.
Ferner werden der Nasenradius sowie die Profilkoordinaten der Unter-
und Oberseite zur Beschreibung des Querschnitts des Rotorblatts
herangezogen. Die aus dem Buch Erich Hau bekannte Nomenklatur soll
u. a. für
die weitere Beschreibung des Querschnitts eines Rotorblatts für die vorliegende
Anmeldung beibehalten werden.
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Rotorblätter sind
anhand einer Vielzahl von Aspekten zu optimieren. Einerseits sollen
sie leise sein, andererseits sollen sie auch eine maximale dynamische
Leistung bereitstellen, damit bei schon recht geringem Wind die
Windenergieanlage zu laufen beginnt und bei möglichst geringen Windstärken bereits
die Nennwindgeschwindigkeit erreicht wird, also die Geschwindigkeit,
bei welcher auch erstmals die Nennleistung der Windenergieanlage
erreicht wird. Steigt dann die Windgeschwindigkeit weiter an, so
wird heutzutage bei pitchregulierten Windenergieanlagen das Rotorblatt
immer mehr in den Wind gestellt, so dass die Nennleistung weiter
erhalten bleibt, die Angriffsfläche
des Rotorblatts zum Wind jedoch abnimmt, um somit die gesamte Windenergieanlage bzw.
ihre Teile vor mechanischen Schäden
zu schützen.
Entscheidend ist aber, dass den aerodynamischen Eigenschaften der
Rotorblattprofile des Rotorblatts einer Windenergieanlage eine große Bedeutung
zukommt.
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Aufgabe
der vorliegenden Erfindung ist es, ein Rotorblatt mit einem Rotorblattprofil
bzw. eine Windenergieanlage anzugeben, welches bzw. welche eine
bessere Leistungsfähigkeit
als bisher aufweist.
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Die
Aufgabe wird erfindungsgemäß mit einem
Rotorblatt mit einem Rotorblattprofil mit den Merkmalen nach einem
der unabhängigen
Ansprüche
gelöst.
Vorteilhafte Weiterbildungen sind in den abhängigen Ansprüchen beschrieben.
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Die
konkreten Koordinaten eines erfindungsgemäßen Rotorblattprofils nach
der Erfindung sind in einer Tabelle 1 angegeben.
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Die
Erfindung ist nachfolgend von mehreren Zeichnungen dargestellt.
Hierin zeigen:
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1 eine Ansicht einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage
aus einer Perspektive von vorne,
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2 eine Ansicht einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage
aus einer Perspektive von seitlich hinten,
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3 die Ansicht einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage
von der Seite,
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4-8 Ansichten eines erfindungsgemäßen Rotorblatts
aus verschiedenen Richtungen
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9 eine vergrößerte Ansicht
einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage
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10 eine Ansicht eines erfindungsgemäßen Rotorblatts
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11-17, 19 verschiedenen
Ansichten einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage
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18 ein Querschnitt eines
erfindungsgemäßen Rotorblatts
(im nabennahen Bereich)
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Das
gemäß der vorliegenden
Anmeldung beschriebene Rotorblattprofil ist im Besonderen in dem Bereich
des Rotorblatts ausgebildet, der dem Rotorblattanschluss (zum Anschluss
an die Nabe) anschließt.
Bevorzugt ist das in der vorliegenden Anmeldung beschriebene Profil
im ersten Drittel des Rotorblatts, bezogen auf die Gesamtlänge des
Rotorblatts, ausgebildet. Die Gesamtlänge eines Rotorblatts kann
hierbei durchaus im Bereich von 10 m bis 70 m liegen, je nachdem,
welche Nennleistung eine Windenergieanlage haben soll. So beträgt beispielsweise
die Nennleistung einer Windenergieanlage der Firma Enercon vom Typ
E-112 (Durchmesser ca. 112 m) 4,5 MW, die Nenn-Leistung einer Windenergieanlage
der Firma Enercon vom Typ E-30 beträgt hingegen 300 KW.
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Besonders
charakteristisch für
das Profil des erfindungsgemäßen Rotorblatts
ist, dass die größte Profildicke
etwa 25 % bis 40 %, bevorzugt 32 % bis 36 % der Länge der
Rotorblattsehne ausmacht. In der 18 beträgt die größte Profildicke
etwa 34,6 % der Länge
der Rotorblattsehne. In der 1 ist
eine Sehne 1 eingetragen, die von der Mitte 2 der
Rotorblatthinterkante 3 bis zum vordersten Punkt 4 der
Rotorblattnase 5 verläuft.
Die Dickenrücklage,
also der Ort bezogen auf die Blattlänge, wo die größte Profildicke
ausgebildet ist, beträgt
etwa 20 % bis 30 % der Länge
der Sehne, bevorzugt 23 % bis 28 %, im dargestellten Beispiel 25,9
%. Die größte Dicke
wurde senkrecht zu der Sehne ermittelt und die Rücklage ist auf die Rotorblattnase
bezogen.
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Weiterhin
ist in der 18 eine sog.
Skelettlinie 7 eingetragen. Diese Skelettlinie ergibt sich
aus der jeweiligen halben Dicke des Rotorblattes 8 an einem
Punkt. Entsprechend verläuft
diese Skelettlinie nicht geradlinig, sondern immer exakt zwischen
gegenüberliegenden
Punkten auf der Druckseite 9 des Rotorblattes 7 und
der Saugseite 10 des Rotorblattes 7. Die Skelettlinie
schneidet die Sehne an der Rotorblatthinterkante und der Rotorblattnase.
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Die
Wölbungsrücklage beim
Querschnitt eines erfindungsgemäßen Rotorblatts
beträgt
etwa 55 % bis 70 % der Länge
der Sehne, bevorzugt etwa 59 % bis 63 %. Im. dargestellten Beispiel
beträgt
die Wölbungsrücklage etwas
61,9 % der Länge
der Sehne. Die größte Wölbung beträgt hierbei
etwa 4 % bis 8 % der Länge
der Sehne, bevorzugt etwa 5 % bis 7 % der Länge der Sehne. Im dargestellten
Beispiel beträgt
die Wölbung
etwa 5,87 % der Länge
der Sehne.
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Besonders
augenfällig
ist für
das Profil des erfindungsgemäßen Rotorblatts
weiterhin, dass die Druckseite des Rotorblatts zweimal die Sehne "schneidet", in diesem Bereich
also die Druckseite des Profils konkav ausgebildet ist, während im
vorderen Profilbereich, die Druckseite konvex ausgebildet ist. In
dem Bereich, wo die Druckseite konkav ausgebildet ist, ist im entsprechenden,
gegenüberliegenden
Bereich auf der Saugseite diese fast geradlinig begrenzt.
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Es
mag durchaus bekannt gewesen sein, die Druckseite mit einer konkaven
Krümmung
auszubilden oder die Saugseite mit einer geradlinigen Begrenzung
zu versehen. Besonders die Kombination beider Maßnahmen ist aber für das Profil
eines erfindungsgemäßen Rotorblatts
von großer
Bedeutung und charakteristisch für
das erfindungsgemäße Rotorblattprofil.
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Auch
die Rotorblatthinterkante des dargestellten Profils ist auffallend
dick. Dies ist jedoch bezüglich
der Ausbildung von Schall an der Rotorblatthinterkante nicht problematisch,
weil das dargestellte Profil sich im inneren Drittel des Rotorkreises
befindet und dort die Bahngeschwindigkeit nicht sehr hoch ist.
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Die
x-y-Koordinaten des in der Figur dargestellten Profils sind in Tabelle
1 wiedergegeben und damit wird das Profil des erfindungsgemäßen Rotorblatts
exakt beschrieben.
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Zur
Verbesserung der aerodynamischen Form des Rotorblatts ist dieses
in dem Bereich der Rotorblattwurzel so ausgebildet, dass es dort
seine größte Breite
aufweist und somit das Rotorblatt eine der aerodynamischen Optimalform
mehr oder weniger angenäherte
Trapezform (in der Aufsicht) aufweist. Bevorzugt ist das Rotorblatt
im Bereich der Rotorblattwurzel so ausgebildet, dass die der Gondel
einer Windenergieanlage zugewandte Kante der Rotorblattwurzel der äußeren Kontur
der Gondel in wenigstens einer Winkelstellung angepasst ist, z.
B. derart angepasst ist, dass zwischen der Gondel und der der Windenergieanlage
zugewandten Kante der Rotorblattwurzel und der äußeren Kontur der Gondel bei Stellung
des Rotorblatts in Nenn-Windstellung ein sehr geringer Abstand,
z. B. einen Abstand von etwa 5 mm bis 100 mm besteht.
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Bei
einem Rotorblatt mit den vorgenannten Eigenschaften hat sich eine
signifikant höhere
Leistungssteigerung, z. T. bis zu 10 % ergeben. Durch diese nicht
vorhersagbare Leistungssteigerung erreicht eine erfindungsgemäße Windenergieanlage bei
einer gegebenen Windgeschwindigkeit unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit
eine höhere
Leistung. Außerdem
erreicht sie früher
als bisher ihre Nennleistung. Entsprechend können die Rotorblätter auch
früher
gedreht (gepitcht) werden und damit sinkt die Schallemission einerseits
und die mechanische Belastung der Anlage andererseits.
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Dabei
liegt der Erfindung die Erkenntnis zugrunde, dass die heute gängige Rotorblattform
im Windkanal zwar bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten, aber
stets gleichförmiger
Luftströmung
untersucht wird. Da der Wind in der Natur aber in den seltensten
Fällen
in der Fläche
gleichförmig weht,
sondern einer stochastischen Gesetzmäßigkeit unterliegt, kommt es
bei den bekannten Rotorblättern in
Folge von Böen
zur Ablösung
der Strömung
gerade im Blattinnenbereich nahe der Rotornabe, wo das Blatt eben
nicht mehr aerodynamisch sauber und optimal ausgebildet ist. Diese
Strömungsablösung setzt sich
in Richtung des Rotorblattaußenbereichs
(Rotorblatttip) ein Stück
entlang des Rotorblattes fort. Dadurch kann sich die Strömung vom
Rotorblatt in einem blasenförmigen
Bereich vom Rotorblatt lösen und
so zu entsprechenden Leistungseinbußen führen. Bei der Erfindung und
bei Betrachtung der vorbeschriebenen Ausgangssituation kann also
durch ein sauber ausgebildetes Rotorblatt auch im Rotorblattinnenbereich
eine erhebliche Leistungssteigerung erzielt werden.
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Würde man
nunmehr ein bekanntes Standardprofil anstelle des in der vorliegenden
Anmeldung vorgeschlagenen, empirisch ermittelten Profils verwenden,
wäre für eine aerodynamisch
saubere Ausbildung des Rotorblatts etwa die doppelte Profiltiefe
(dies entspricht der Länge
der Sehne des Rotorblattes) im unteren Rotorblattbereich (nabennahen Bereich)
erforderlich. Die hohe Profildicke im vorderen Bereich ist aber
für einen
sichere Lastabtrag und zur Erreichung eines Auftriebswertes CA größer als
2 erforderlich.
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Wie
aus dem Stand der Technik bekannt ist, werden heutzutage regelmäßig Rotorblätter gebaut, die
im Innenbereich möglichst
eine große
Materialeinsparung aufweisen. Typische Beispiele hierfür zeigt
der bereits erwähnte
Stand der Technik nach "Windkraftanlagen", Erich Hau, 1996,
auf den Seiten 114 und 115. Dort ist zu sehen, dass die größte Profiltiefe
stets in einem gewissen Abstand vom Rotorblattanschluss erreicht
wird, also im rotorblattanschlussnahen Bereich, wobei bei diesen
Rotorblättern
gemäß dem Stand
der Technik Material einspart wird. Wird aber in der Aufsicht eine
der Trapezform angenäherte
Optimalform verwendet, so ist die größte Breite eines Rotorblattes
nicht etwa in einem Abstand zum Rotorblattanschluss, sondern genau
im Bereich des Rotorblattanschlusses selbst ausgebildet. Im Innenbereich
der Rotorblätter
wird dann also nicht möglichst
viel Material einspart.
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Die
Ursache für
die bislang vorgenommene Materialeinsparung liegt in der statischen
Betrachtungsweise der Strömungsverhältnisse
(wie vorbeschrieben) bei der Berechnung/Entwicklung der Rotorblätter. Hinzu
kommt, dass gängige
Berechnungsprogramme für
Rotorblätter
das Rotorblatt in einzelne Abstände
aufteilen und jeden Blattabschnitt für sich berechnen, um daraus
die Bewertung für
das gesamte Rotorblatt abzuleiten.
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Die
Realität
sieht allerdings anders aus. Einerseits bläst der Wind nicht gleichmäßig und
statisch innerhalb eines bestimmten Flächenbereichs, sondern zeigt
deutlich ein stochastisches Verhalten, andererseits ist aufgrund
der geringen Umfangsgeschwindigkeit des Rotorblattes im Innenbereich
(also im rotornabennahen Bereich) der Einfluss der Windgeschwindigkeit
beträchtlich
und damit ändert
sich der Anstellwinkel in diesem Bereich mit einer hohen Abhängigkeit
von der momentan Windgeschwindigkeit. In Folge dessen kommt es entsprechend
häufig zum
Ablösen
der Strömung
vom Rotorblatt auch im Innenbereich des Rotorblatts.
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In
einem solchen Fall ist eine Hysterese wirksam. Die Strömung legt
sich bei erneutem Auftreten der vorherigen Windgeschwindigkeit,
z. B. nachdem eine Böe
vorüber
ist, nicht wieder gleich an das Rotorblatt an. Vielmehr muss die
Windgeschwindigkeit zunächst
weiter absinken (der Anstellwinkel muss sich also weiter verändern),
bis die Strömung
sich wieder an die Rotorblattoberfläche anlegt. Sinkt die Windgeschwindigkeit
aber nicht weiter ab, so kann es durchaus sein, dass für einen
längeren
Zeitraum trotz anströmenden
Windes eine relevante Kraft auf das Rotorblatt ausgeübt wird,
weil sich die Strömung noch
nicht wieder an die Rotorblattoberfläche angelegt hat.
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Durch
die erfindungsgemäße Ausführung des
Rotorblattes wird die Gefahr der Strömungsablösung deutlich verringert. Diese
Ablösegefahr
wird ebenfalls durch das relativ dicke Profil verringert. Die beträchtliche
Leistungssteigerung lässt
sich auch dadurch gut erklären,
dass durch die Hysterese-Wirkung bei einmal aufgetretener Ablösung der
Strömung
die Leistungseinbußen über einem
beträchtlichen
Zeitraum (für
Rotorblätter
gemäß dem Stand der
Technik) aufrechterhalten bleibt.
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Ein
weiterer Teil der Leistungssteigerung lässt sich dadurch erklären, dass
auch der Wind den Weg des geringsten Widerstandes nutzt. Wenn also das
Rotorblatt im nabennahen Innenbereich sehr dünn (große Materialeinsparung) ist,
kommt dies einem "Schlupfloch" in der Erntefläche des
Rotorkreises gleich, durch welches die Luft bevorzugt strömt. Auch
hier ist durchaus eine Schwäche
der gängigen Berechnungsprogramme
erkennbar, die stets von gleichförmigen
Verteilung über
die Rotorkreisfläche ausgehen.
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"Verschließt" man nun dieses "Schlupfloch" durch die trapezförmige Ausbildung
des Rotorblatts im nabennahen Bereich, wird sich eine bessere Verteilung
der Luftströmung über die
gesamte Kreisfläche
einstellen und somit wird auch die Wirkung auf den äußeren Bereich
des Rotorblatts noch etwas erhöht.
Entsprechend leistet daher das "Verschließen" dieses "Schlupfloches" einen Beitrag zur
höheren Leistungsausbeute
des erfindungsgemäßen Rotorblattes.
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Hier
liegt ein weiterer Schwachpunkt der gängigen Berechnungsprogramme,
denn diese betrachten auch den unmittelbar an das "Schlupfloch" angrenzenden Rotorblattabschnitt
als vollwertigen Rotorblattabschnitt, der wegen der besonderen Strömungsverhältnisse
(häufige
Strömungsabrisse
und ein späteres
Wiedereinstellen der vorgesehenen Strömungsverhältnisse) nicht sein kann.
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11 bis 17 zeigen die Ansicht einer erfindungsgemäßen Windenergieanlage
von vorne oder von der Seite. Hierbei ist zu erkennen, wie die drei Rotorblätter im
nabennahen Bereich fast nahtlos in die äußere Gestaltung der Gondel übergehen.
Dies gilt jedoch nur für
die Stellung der Rotorblätter,
soweit diese sich in Nenn-Windstellung befinden.
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Wenn
der Wind dann weiter über
Nennwind ansteigt, werden wie üblich
die Rotorblätter
durch Pitchen (Pitchregelung) langsam aus dem Wind herausgenommen
und 15 zeigt, dass dann
durchaus ein größerer Abstand
zwischen der unteren Kante des Rotorblattes im Innenbereich und
der Gondel gegeben ist. 4 zeigt
aber auch, dass auf der Außenseite
der Gondel eine Struktur ausgebildet ist, die in ihrem Querschnitt
dem Profil des Rotorblatts im nabenahen Bereich weitestgehend entspricht
und bei Stellung des Rotorblatts in einem Anstellwinkel bei Nenngeschwindigkeit
direkt unterhalb des Rotorblatts liegt, so dass nur ein kleiner
Spalt zwischen der Struktur und dem Rotorblatt im nabennahen Bereich ausgebildet
ist.
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Mithin
enthält
auch die äußere Kontur
der Gondel einen Teil des Rotorblatts, welches nicht integraler
Bestandteil des Rotorblatts ist.
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Bei
dem in 18 dargestellten
Rotorblattprofil beträgt
der Nasenradius etwa 0,146 der Profiltiefe.
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Wie
in 18 zu erkennen, ist
an der Saugseite ein längerer,
nahezu geradliniger Bereich ausgebildet. Dieser lässt sich
beispielsweise wie folgt beschreiben: Im Bereich 38 % bis 100 %
der Profiltiefe beträgt
der Radius 1,19 mal der Länge
der Profiltiefe. Im Bereich von 40 % bis 85 % der Profiltiefe (siehe 18) beträgt der Radius etwa 2,44 multipliziert
mit der Profiltiefe. Im Bereich von 42 % bis 45 % der Profiltiefe
beträgt
der Radius etwa 5,56 der Profiltiefe.
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Im
Bereich von 36 % bis 100 % der Profiltiefe beträgt die maximale Abweichung
von der idealen Geraden etwa 0,012 der Profillänge. Dieser Wert ist der maßgebende
Wert, da der Krümmungsradius
variiert und der größte Krümmungsradius
bereits in den jeweiligen Bereichen angegeben wird.
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Bei
dem dargestellten Beispiel beträgt
die Länge
der Saugseite etwa 1,124 der Länge
der Profiltiefe, die Länge
der Druckseite beträgt
1,112 der Länge
der Profiltiefe. Dies bedeutet, dass die Saugseite nur unwesentlich
länger
ist als die Druckseite. Es ist daher sehr vorteilhaft, wenn das
Verhältnis
der Saugseitenlänge
zur Druckseitenlänge
kleiner ist als 1,2, bevorzugt kleiner als 1,1 bzw. in einem Wertebereich
zwischen 1 und 1,03 liegt.
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Aus
den dargestellten Figuren ist zu erkennen, dass das Rotorblatt seine
größte Profiltiefe
direkt am Spinner, also an der Außenseite der Gondel der Windenergieanlage
aufweist. So kann beispielsweise bei einer Windenergieanlage mit
einem Rotordurchmesser von 30 m die Profiltiefe am Spinner etwa
1,8 bis 1,9, bevorzugt 1,84 m betragen. Wenn der Spinner dann etwa
einen Durchmesser von 3,2 m aufweist, so beträgt das Verhältnis der Profiltiefe des Rotorblatts
am Spinner zum Spinnerdurchmesser etwa 0,575. Es ist daher sehr
vorteilhaft, wenn das Verhältnis
der Profiltiefe zum Spinnerdurchmesser größer ist als ein Wert von 0,4
bzw. in einem Wertebereich zwischen 0,5 und 1 liegt. Dabei kann
jeder Wert aus dem vorgenanntem Wertebereich angenommen werden.
In dem vorgenannten Beispiel beträgt das Verhältnis der Profiltiefe zum Rotordurchmesser
etwa 0,061. Es liegt auf der Hand, dass daher das "Schlupfloch" möglichst
gering ausfällt,
wenn das Verhältnis
der Profiltiefe zum Rotordurchmesser größer ist als ein Wert von 0,05
bis 0,01, wobei der beispielhafte Wert sich als äußerst günstig herausgestellt hat, was
die Leistungsfähigkeit
des Rotorblatts angeht.
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Ein
anderes Beispiel sei ein Rotorblatt mit dem 18 dargestellten Profilquerschnitt im
ersten Drittel, wobei die Profiltiefe am Spinner etwa 4,35 m beträgt, der
Spinnerdurchmesser 5,4 m beträgt
und der Rotordurchmesser insgesamt 71 m beträgt. Dann liegt der Wert der
Profiltiefe zum Spinnerdurchmesser bei 0,806 und das Verhältnis der
Profiltiefe zum Rotordurchmesser wiederum bei 0,061. Die vorgenanten
Werte beziehen sich auf einen Dreiblattrotor mit Pitchregelung.
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Wie
beschrieben, kann beim erfindungsgemäßen Rotorblatt die breiteste
Stelle (die Stelle mit der größten Profiltiefe)
des Rotorblatts direkt im Bereich des Blattanschlusses ausgebildet
sein. Der Blattanschluss ist der Bereich, in dem das Rotorblatt an
die Nabe der Windenergieanlage angeschlossen (verbunden, verschraubt
usw.) wird. Darüber
hinaus ist die untere Kante des Rotorblatts, also die Kante, die
der Gondel der Windenergieanlage zugewandt ist, der äußeren Kontur
der Gondel in Längsrichtung weitestgehend
nachgeführt
bzw. angepasst. Somit liegt hier ein Rotorblatt, wenn es sich in
Fahnenstellung befindet (praktisch keine dem Wind ausgerichtete
Fläche
mehr), parallel zur unteren, der Gondel zugewandten Kante und der
Abstand zwischen der unteren Kante und der äußeren Kontur der Gondel ist minimal,
vorzugsweise weniger als 50 cm oder noch besser weniger als 20 cm.
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Wird
nun dieses Rotorblatt in den Wind gestellt, so hat es eine maximal
große
Fläche
auch im sehr nahen Bereich des Rotorblatts (das Schlupfloch ist
sehr gering). Die vorgenannte Entgegenhaltung Erich Hau zeigt, dass
das Rotorblatt beim Stand der Technik im nabennahen Bereich regelmäßig abnimmt
(die Rotorblätter
sind dort weniger breit als an ihrer breitesten Stelle) und umgekehrt
ist bei dem erfindungsgemäßen Rotorblatt
die breiteste Stelle gerade im nabennahen Bereich, so dass auch
das Windpotential dort größtmöglich abgeschöpft werden kann.
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Bekanntlich
ergeben gerade bei sehr großen Rotorblättern im
nabennahen Bereich eine sehr große Rotorblattbreite. Damit
auch ein Transport solcher Rotorblätter noch möglich ist (die Breite des Rotorblatts
im nabennahen Bereich kann bei großen Rotorblättern, also Rotorblätter die
länger
sind als 30 m, durchaus 5 m bis 8 m betragen), kann das Rotorblatt zweiteilig
ausgebildet sein, wobei während
des Transports beide Teile getrennt sind und nach dem Transport
zusammengesetzt werden können.
Hierzu werden beide Teile von Installation an der Windenergieanlage
miteinander verbunden, beispielsweise über Schraubverbindungen und
unlösbare
Verbindungen (Kleben). Dies ist insbesondere bei großen Rotorblättern kein
Problem, da die Rotorblätter
aufgrund ihrer Größe auch
von innen her für
das Zusammensetzen zugänglich
sind, so dass nach außen
hin ein einheitliches Rotorblatt erscheint und Trennlinien an den
zusammengesetzten Teilen kaum oder gar nicht sichtbar sind.
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Mit
dem erfindungsgemäßen Rotorblattdesign
kann – wie
erste Messungen zeigen – der
Wirkungsgrad gegenüber
bisherigen Rotorblättern
deutlich gesteigert werden.
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Wie
aus den 1 bis 17 ersichtlich, sind bei einer
erfindungsgemäßen Windenergieanlage 1 die Rotorblätter so
ausgebildet, dass sie ihre größte Profiltiefe
im nabennahen Bereich aufweisen und darüber hinaus sind die Rotorblätter entlang
ihres gesamten Profils im nabennahen Bereich sehr nahe an die Gondelverkleidung
(Spinner) des Maschinenhauses der Windenergieanlage herangerückt. Damit
ergibt sich zumindest für
die Stellung, bei welcher das Rotorblatt einen Winkel einnimmt,
welcher bei Windgeschwindigkeiten bis zum Nennwindbereich angenommen
wird, ein sehr geringer Abstand zur Gondelverkleidung. Während bei
der Darstellung wie beispielsweise nach 1, 2 und 3 die Rotorblätter sehr nahe
an die Außenverkleidung
der Gondel auch mit ihrem hinteren Profilteil herangerückt sind,
ist bei einer alternativen Ausführung,
wie sie beispielsweise in 11 bis 17 dargestellt ist, die Außenverkleidung der
Gondel mit einem Rotorblattteil 30 selbst versehen, welches
jedoch selbst nicht integraler Bestandteil des gesamten Rotorblatt
ist. So ist insbesondere in den 15 und 17 gut zu erkennen, dass
das auf der Gondelaußenseite
ausgebildete Rotorblattteil dort feststeht und in einem Winkel angeordnet
ist, welcher der Winkelstellung eines Rotorblattes bis zur Nennwindgeschwindigkeit
entspricht, so dass zumindest bei Windgeschwindigkeiten bis zum
Nennwind ein minimaler Spalt zwischen der unteren Kante des Rotorblatts
auch im hinteren Profiltiefenbereich und der Gondel besteht.
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Auch
in 19 ist gut zu erkennen,
dass durch die erfindungsgemäße Ausführung der
Rotorblätter
im Rotorzentrum nur ein ganz geringes "Schlupfloch" für
den Wind besteht.
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18 zeigt den Querschnitt
eines erfindungsgemäßen Rotorblatts
gemäß der Linie
A-A in 17, also das
Profil des Rotorblatts im nabennahen Bereich.
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17 enthält auch eine Angabe, was unter dem
Durchmesser D des Spinners zu verstehen ist.
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Der
Rotordurchmesser wird durch den Durchmesser des Kreisfläche beschrieben,
die vom Rotor bei Drehung überstrichen
wird.
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Wie
in 15 und anderen Figuren
zu erkennen, ist das Teil 30 des Rotorblatts, welches nicht integraler
Bestandteil des drehbaren Rotorblatts ist, integraler Bestandteil
der Außenverkleidung
der Gondel. Das jeweilige Teil kann an der Gondel angeschraubt sein
oder auch mit der Gondel einstückig verbunden
oder verklebt sein.
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Für den Fall,
dass das Rotorblatt gemäß der vorliegenden
Anmeldung eine große
Länge und
eine entsprechende Rotorblatttiefe, also eine lange Blattsehne,
im nabennahen Bereich aufweist, ist es unter Umständen aus
Transportgründen
notwendig, das Blatt in diesem Bereich zweiteilig auszuführen und
einen hinteren Blattbereich erst auf der Baustelle, wo das gesamte
Rotorblatt an die Nabe gesetzt wird, wieder zusammenzusetzen. Bei
einem solchen Fall kann beispielsweise ein Teil des Rotorblatts
so ausgebildet werden wie dies in 20 dargestellt
ist. Dort ist zu erkennen, dass im Blatthinterkantenbereich ein
Stück fehlt.
Wird das fehlende Stück
angesetzt, so ergibt sich in diesem Bereich wiederum das in 18 dargestellte Profil.
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Die
Befestigung beider Teile miteinander kann durch Verschrauben, Verkleben
oder durch andere Befestigungsarten erfolgen.
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Gleichwohl
ist es möglich,
dass in diesem Bereich des Rotorblatts Mittel zur Veränderung
der Größe der Oberfläche des
Rotorblatts vorgesehen sind. Diesbezüglich zeigen die 21-34 entsprechende
Ausführungen,
wobei hier darauf hingewiesen werden muss, dass der dort dargestellte
Rotorblattquerschnitt nur symbolisch zu verstehen ist (das Rotorblatt
hat in seinem Profil vornehmlich ein Profil wie nach 18).
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Die
Ausführungen
nach den 21-34 haben den Vorteil, dass dann im Bedarfsfall
die Rotorblattfläche
insgesamt verkleinert werden kann, was unter Umständen bei
Extremwind, aber auch bei der Transportsituation wünschenswert
ist, um einerseits einen Transport zu ermöglichen bzw. zu erleichtern und
andererseits bei Extremwind Überlasten
von der Windenergieanlage zu nehmen.
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In
einer besonders bevorzugten Ausführungsform
der Erfindung ist ein Teil der Oberfläche aus einem verformbaren
Material gebildet, das Teil eines geschlossenen Behälters ist
(welcher den hinteren Profilkasten bildet). Dieser geschlossene
Behälter
kann zum Beispiel mit einem gasförmigen
Medium gefüllt
werden, wobei dieses gasförmige
Medium mit einem vorgebbaren Druck beaufschlagt wird. Dadurch ergibt
sich eine teilweise aufblasbare Oberfläche des Rotorblattes, die während des
Transports oder bei Auftreten von Extremwind entlüftet werden kann
und somit weniger Raum beansprucht bzw. unter dem Winddruck nachgibt.
Dadurch wird die wirksame Oberfläche
des Rotorblatts und damit die Angriffsfläche für den Wind kleiner. Gleichzeitig
sinkt die Belastung der nachfolgenden Komponenten einschließlich des
Turmes.
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In
einer weiteren Ausführungsform
der Erfindung weist das Rotorblatt im Hinterkastenbereich (der in 20 nicht gezeigt ist) eine
an sich und/oder in sich bewegbare zweite Tragstruktur auf. Damit kann
das verformbare Material an vorgegebenen Stellen dieser zweiten
Tragstruktur befestigt und weiterhin das verformbare Material mit
einer Seite an einem drehbaren Wickelkern befestigt sein.
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Im
Normalbetrieb der Windenergieanlage kann nun die zweite Tragstruktur
ausgefahren sein, d. h., Faltarme können vollständig gestreckt oder teleskopartige
Arme voll ausgefahren sein. Das verformbare Material kann mit einer
Seite an einem drehbaren Wickelkern befestigt sein. Soll nun die
Rotorblattfläche
verringert werden, wird – analog
zu einer Markise – der
Wickelkern so gedreht, dass er das verformbare Material aufwickelt.
Gleichzeitig werden die Faltarme gefaltet und verkleinern die zweite Tragstruktur
im Bereich der verkleinerbaren Oberfläche, so dass sich die Oberfläche des
Rotorblattes entsprechend verringert.
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In
einer alternativen Ausführungsform
der Erfindung besteht ein Teil der Oberfläche des Rotorblattes aus lamellenartigen
Streifen, die jeweils auf einer um die eigene Längsachse schwenkbaren Tragschiene
angeordnet sind. Dabei sind diese Lamellen im Normalbetrieb so ausgerichtet,
dass sie die aerodynamisch wirksame Oberfläche des Rotorblattes vergrößern. Für den Transport
und/oder bei Extremlasten können
die Tragschienen so geschwenkt werden, dass diese Lamellen z.B.
in den Windschatten des verbleibenden Rotorblattes gelangen und
dadurch wird die Oberfläche
des Rotorblattes verringert.
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In
einer insbesondere bevorzugten Weiterbildung der Erfindung besteht
ein beweglicher Teil der aerodynamisch wirksamen Oberfläche des
Rotorblattes aus einem einzelnen Flächenelement, welches in Richtung
der Tiefe des Rotorblattes verschiebbar ist. Im Normalbetrieb verlängert dieses Flächenelement
die Oberfläche
des Rotorblattes, bevorzugt an der Saugseite, um eine große, aerodynamisch
wirksame Oberfläche
zu schaffen.
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Zur
Verringerung der Oberfläche
kann dieses Flächenelement,
vergleichbar mit dem Klappensystem einer Flugzeugtragfläche so verfahren
werden, dass es entweder in das Rotorblatt hinein verschoben wird
und somit von der verbleibenden Oberfläche des Rotorblattes abgedeckt
ist, oder auf die Oberfläche
des Rotorblattes verschoben wird und seinerseits die Oberfläche des
Rotorblattes abdeckt. In jedem Fall ergibt sich hieraus eine Verringerung der
Oberfläche
des Rotorblattes.
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In
einer alternativen Ausführungsform
der Erfindung kann dieses Flächenelement
mit einer Seite schwenkbar an der ersten Tragstruktur bzw. der Hinterkante
des Rotorblattes angelenkt sein. Zur Veränderung der Größe der Rotorblatt-Oberfläche kann dieses
Element um diese Schwenkachse herum entweder zur Saugseite oder
zur Druckseite des Rotorblattes hin geschwenkt werden.
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Eine
Schwenkung dieses Flächenelementes um
etwa 90° bewirkt
dabei, dass dieses Element im Wesentlichen senkrecht zu der Richtung
der Luftströmung
am Rotorblatt steht und eine entsprechende Bremswirkung entfaltet,
da es für
die auf der Oberfläche
des Rotorblattes entlang strömende
Luft ein Hindernis bildet.
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Im
Folgenden werden mehrere erfindungsgemäße Ausführungsformen anhand der beigefügten Zeichnungen
näher erläutert. Dabei
zeigen:
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20 eine Draufsicht auf ein
erfindungsgemäßes Rotorblatt;
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21 eine Draufsicht auf den
vorderen Teil eines erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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22 eine vereinfachte Querschnitts-Darstellung
einer ersten Ausführungsform
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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23 eine vereinfachte Querschnitts-Darstellung
einer zweiten Ausführungsform
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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24a, 24b eine vereinfachte Querschnitts-Darstellung
einer dritten Ausführungsform eines
erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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25 eine vereinfachte Querschnitts-Darstellung
einer vierten Ausführungsform
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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26 eine vereinfachte Querschnitts-Darstellung
einer fünften
Ausführungsform
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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27a, 27b vereinfachte Querschnitts-Darstellungen
einer sechsten Ausführungsform
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes;
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28 Draufsicht auf eine Konstruktionsvariante
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes.
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In 20 ist eine Draufsicht eines
vollständigen,
erfindungsgemäßen Rotorblattes
vereinfacht dargestellt. Das Rotorblatt 100 ist in zwei
Bereiche aufgeteilt. Dabei ist das Rotorblatt 100 in wesentlichen
Teilen konventionell aufgebaut. In einem der Rotorblattwurzel 120 benachbarten
Bereich, nämlich dem
Bereich mit der größten Blatttiefe
ist jedoch eine Teilung des Rotorblattes erkennbar. Diese Teilung markiert
den Bereich des Rotorblattes 140, dessen Oberfläche bei
Bedarf verringert und somit der Einwirkung des Windes entzogen werden
kann.
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Der
feste Teil des Rotorblattes 100, dessen Oberfläche unverändert bleibt,
ist in 21 gezeigt. Wie
in dieser Figur deutlich erkennbar ist, ist die aerodynamisch wirksame
Oberfäche
des Rotorblattes 100 deutlich verringert, und dadurch ist
auch die Belastung, insbesondere in Extremwind-Situationen, deutlich
geringer als bei einem in konventioneller Weise aufgebauten Rotorblatt.
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22 zeigt eine vereinfachte
Querschnitts-Darstellung einer ersten erfindungsgemäßen Ausführungsform.
Dabei ist das Rotorblatt 100 in einen vorderen Bereich 110 und
einen Hinterkasten 140 aufgeteilt. Dieser Hinterkasten 140 besteht
aus zwei Bahnen verformbaren Materials 180, die zusammen
mit der Rückwand
des vorderen Bereiches 110 einen geschlossenen Behälter 160 bilden.
Wird nun dieser geschlossene Behälter 160 unter
Druck mit einem gasförmigen
Medium befüllt,
bildet das verformbare Material 180 einen Teil (in 20 mit dem Bezugszeichen 140 kenntlich
gemacht) der im Normalbetrieb aerodynamisch wirksamen Oberfläche des
erfindungsgemäßen Rotorblattes 100.
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Durch
eine geeignete Wahl des Fülldruckes ergibt
sich eine solche Stabilität
dieses Teils des Rotorblattes 100, dass er bei normalen
Windverhältnissen
seine normale Wirkung entfaltet: In einer Extremwind-Situation ist
der Winddruck auf diesen Teil des Rotorblattes 100 jedoch
größer, so
dass dann der äußere Druck
größer als
der Innendruck ist, und somit kommt es zu einer Verformung des Rotorblattes
im Bereich des Hinterkastens 140 und das Rotorblatt gibt
dem äußeren Winddruck
nach. Dadurch wird die Angriffsfläche für diesen Extremwind geringer
und damit die Lasten auf die nachfolgende Konstruktion kleiner.
Ergänzend
sei ausgeführt,
dass dieser Teil des Hinterkastens (in dem das Füllmedium untergebracht ist),
z.B. beim Überschreiten
einer vorgegebenen Windgeschwindigkeit aktiv entleert werden kann, um
die Oberfläche
des Rotorblattes zu verkleinern. Diese aktive Entleerung hat den
Vorteil, dass die Form des Rotorblattes jederzeit definiert ist,
während bei
einem Nachgeben des Hinterkastens infolge äußeren Druckes unbestimmte Situationen
auftreten könnten.
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Um
Beschädigungen
insbesondere des Behälters 160 zu
vermeiden, kann z.B. ein (nicht dargestelltes) Überdruckventil vorgesehen sein,
durch welches ein sich im Behälter 160 bildender Überdruck entweichen
kann.
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Durch
die Verwendung eines Kompressors 170 kann der für den Normalbetrieb
erforderliche Druck wieder hergestellt werden. Werden weiterhin (ebenfalls
nicht dargestellte) steuerbare Ventile und/oder Drucksensoren vorgesehen,
kann der Fülldruck
in dem Behälter 160 auch
bei Schwankungen des Winddruckes nachgeführt werden, um so stets optimale
Betriebsbedingungen beizubehalten.
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23 zeigt eine zweite Ausführungsform der
vorliegenden Erfindung, bei welcher anstelle eines vollständigen Hinterkastens 140 die
Oberfläche der
Saugseite des Rotorblattes 100 verlängert ist. Diese Verlängerung
ist ein Flächenelement 240,
welches sich an die Oberfläche
des vorderen Bereiches 110 anschliesst.
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Zur
Verringerung der aerodynamisch wirksamen Fläche kann dieses Flächenelement 240 in
der Richtung des Pfeiles verschoben werden. Dieses Verschieben kann
z.B. hydraulisch, nämlich
mit entsprechenden Hydraulikzylindern, pneumatisch, mit Pneumatikzylindern,
durch Elektroantriebe oder auf andere geeignete Weise erfolgen.
Dazu müssen
natürlich
entsprechende (jedoch aus Gründen
der Übersichtlichkeit
in der Figur nicht dargestellte) Pumpen, Kompressoren oder Antriebe
(Aktuatoren) vorgesehen sein.
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Dabei
kann dieses Verschieben in den vorderen Bereich hinein erfolgen,
so dass die Oberfläche
des vorderen Bereiches 110 das Flächenelement 240 überdeckt.
Alternativ kann die Verschiebung auch auf der Oberfläche des
vorderen Bereiches 110 erfolgen, so dass das Flächenelement 240 seinerseits
den entsprechenden Teil der Oberfläche des vorderen Bereiches 110 überdeckt.
In beiden Fällen ergibt
sich eine Verringerung der aerodynamisch wirksamen Oberfläche des
Rotorblattes 100.
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Eine
dritte Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung ist in den 24a und 24b gezeigt. 24a zeigt einen Wickel 200 eines
verformbaren Materials und das Bezugszeichen 300 bezeichnet Faltarme,
die im gefalteten Zustand sind. Die Mechanik kann hier vergleichbar
mit derjenigen einer Markise sein.
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In 24b ist diese Ausführungsform
im Zustand des Normalbetriebs gezeigt. Die Faltarme 300 sind
gestreckt, und da das verformbare Material 180 daran befestigt
ist, wurde dieses beim Ausfahren der Faltarme 300 von dem
Wickel 200 abgewickelt, so dass der Wickelkern 210 jetzt
nicht mehr den gesamten Materialwickel trägt.
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In
dieser abgewickelten Situation ist das verformbare Material 180 einerseits
an dem Wickelkern 210 und andererseits an den in der Figur
nach rechts weisenden Enden der Faltarme 300 befestigt.
Diese Enden der Faltarme 300 können wiederum durch einen nicht
dargestellten Steg verbunden sein, um einerseits eine höhere Festigkeit
der Konstruktion zu erreichen und andererseits das verformbare Material zu
fixieren.
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Um
ein Nachgeben des verformbaren Materials 180 zwischen dem
Wickelkern 210 und den äußeren Enden
der Faltarme 300 zu verhindern, kann unterhalb des verformbaren
Materials 180 eine (nicht dargestellte) scherengitterartige
Vorrichtung vorgesehen sein, die synchron mit den Faltarmen 30 betätigt wird
und das verformbare Material 180 im ausgefahrenen Zustand
stützt.
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Ein
Verringern der wirksamen Oberfläche verläuft in umgekehrter
Weise; die Faltarme 300 und das (nicht dargestellte) Scherengitter
werden eingefahren (gefaltet) und gleichzeitig wird das verformbare
Material 180 auf dem Wickelkern 210 aufgewickelt, so
dass sich schließlich
wieder der in 24a dargestellte
Wickel 200 ergibt und die wirksame Oberfläche des
Rotorblattes 100 verringert ist.
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In
einer in 25 gezeigten
vierten Ausführungsform
der Erfindung ist das Flächenelement 240 an
der Rückseite
des vorderen Bereiches 110 schwenkbar angelenkt und verlängert somit
die Saugseite dieses vorderen Bereiches 110. Dabei wird
das Flächenelement 240 von
einer Druckfeder 280 gestützt, die zwischen dem Flächenelement 240 und
der Tragkonstruktion des vorderen Bereiches 110 angeordnet
ist.
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Im
Normalbetrieb stützt
diese Druckfeder 280 das Flächenelement 240 so,
dass es die gewünschte
Position beibehält.
Ergibt sich nun jenseits der normalen Betriebsbedingungen ein Winddruck auf
der Oberseite des Rotorblattes 100, steigt der Druck auf
die Oberfläche
des Flächenelementes 240 und überwindet
die Kraft der Feder 280, so dass das Flächenelement 240 in
der 25 nach unten gedrückt wird,
dem Winddruck also nachgibt, und somit die aerodynamisch wirksame
Oberfläche
entsprechend verringert.
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Alternativ
zu der Feder 280 können
natürlich entsprechende
teleskopische Elemente wie hydraulische oder pneumatische Vorrichtungen
oder mechanische Vorrichtungen zur aktiven Verstellung des Flächenelements
gebildet sein, z.B. können
Gewindestangen und Schneckenantrieb o.ä. verwendet werden, um das
Flächenelement 240 in
einer ersten vorgegebenen Position zu halten oder in eine zweite vorgegebene
Position zu verfahren. Für
die Betätigung
dieser Stellglieder müssen
natürlich
entsprechende Pumpen, Kompressoren oder Antriebe vorgesehen sein,
die in dieser Figur wiederum zur Verbesserung der Übersichtlichkeit
nicht dargestellt sind.
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Ebenso
kann wiederum die Windlast erfasst werden, die auf das Flächenelement 240 einwirkt
und abhängig
von dieser erfassten Windlast kann das Flächenelement 240 um
die Schwenkachse herum geschwenkt werden, um eine für die momentanen Betriebsbedingungen
optimale Einstellung vorzunehmen.
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26 zeigt eine fünfte Ausführungsform der
Erfindung. In dieser fünften
Ausführungsform
ist das Flächenelement 240 anstelle
einer schwenkbaren Anlenkung an der Rückseite des vorderen Bereiches 110 auf
einer um ihre eigene Längsachse
drehbaren Schwenkachse 220 angeordnet. In der in 26 gezeigten Position verlängert das
Flächenelement 24 wiederum
die aerodynamisch wirksame Oberfläche des Rotorblattes 100.
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Zur
Verringerung dieser Oberfläche
wird nun die Schwenkachse 220 mit dem daran befestigten Flächenelement 240 um
ihre Längsachse
derart gedreht, dass sich das äußere Ende
des Flächenelementes 240 in
einer der beiden durch den Doppelpfeil gezeigten Richtungen bewegt.
Dies führt
wiederum zu einer Verringerung der aerodynamisch wirksamen Oberfläche des
Rotorblattes 100 und damit einhergehend zu einer Veränderung
der Windlast auf das Rotorblatt 100 und alle nachfolgenden
Komponenten der Windenergieanlage.
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Eine
Variante der in 26 gezeigten
Ausführungsform
ist in den 27a und 27b dargestellt. Dabei ist
das in 26 mit 240 bezeichnete
Flächenelement
in 27a in drei lamellenartige
Elemente 260 aufgeteilt. Diese sind in 27a absichtlich mit einem Abstand dargestellt,
um diese Aufteilung zu verdeutlichen. In einer tatsächlichen
Ausführungsform
sind diese drei Elemente natürlich
so angeordnet, dass sie eine möglichst
geschlossene Fläche
bilden, die wiederum möglichst
glatt an den vorderen Bereich 110 des Rotorblattes 100 anschließt.
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Jede
der Lamellen 260 ist auf einer eigenen Schwenkachse angeordnet.
Jede dieser Schwenkachsen 280 ist um ihre eigene Längsachse
drehbar und gestattet so durch ein Drehen der Schwenkachse 280 um
die Längsachse
ein Verschwenken der Lamellen 260.
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27b zeigt die erfindungsgemäße Vorrichtung
in der Situation, in welcher diese Lamellen so geschwenkt sind,
dass die aerodynamisch wirksame Oberfläche des Rotorblattes 100 verringert
ist. Dabei sind die Lamellen 260 in den Strömungsschatten
des vorderen Bereiches 110 geschwenkt. Dadurch wirken sie
einerseits nicht mehr als Rotorblatt-Oberfläche, sind andererseits aber
auch dem Angriff des Windes entzogen und damit keinen erhöhten Belastungen
ausgesetzt.
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Eine
solche Anordnung wird erreicht, indem neben einer Drehung der Schwenkachsen 280 um ihre
Längsachsen
außerdem
der Abstand zwischen der in der Figur linken Schwenkachse 280 und
dem vorderen Bereich 110 des Rotorblattes 100 einerseits und
zwischen den Schwenkachsen 280 untereinander andererseits
verringert wird.
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Sofern
in den Figuren nur eine Verlängerung der
Saugseite der Oberfläche
dargestellt ist, kann natürlich
alternativ oder ergänzend
die Oberfläche
der Druckseite entsprechend verändert
werden.
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Wird
eine Windenergieanlage mit den vorbeschriebenen Rotorblättern ausgestattet,
so ist es möglich,
dass bei Auftreten einer Extremwind-Situation nicht nur die große Windstärke festgestellt
wird, was mittels Windgeschwindigkeitsmessgeräten erfolgen kann, sondern
dass auch durch eine entsprechende Steuerung die Größe der Oberfläche des
Rotorblattes dann deutlich verringert wird. Wie in 20 und 21 zu
erkennen, ist beispielsweise die Fläche des Rotorblattes nach 20 um mehr als 10% größer als
die Oberfläche
des Rotorblattes nach 21. Während die
Normalgröße des Rotorblattes
im Nennbetrieb der Windenergieanlage eingestellt wird, beispielsweise
bei einer Windgeschwindigkeit im Bereich von 2-20 m/s Windgeschwindigkeit,
kann die Oberflächengröße bei einer
Windgeschwindigkeit von oberhalb von 20 m/s verringert werden, so
dass die Oberflächengröße deutlich – wie in 21 dargestellt – abnimmt.
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Die
Steuerung ist bevorzugt computergestützt und sorgt im Bedarfsfall
für die
jeweils optimal eingestellte Oberflächengröße des Rotorblattes.
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33 zeigt eine weitere Konstruktionsvariante
eines erfindungsgemäßen Rotorblattes.
Dabei wird die Struktur durch verschwenkbare Bügel 320 aufgebaut,
die mit einer wiederum verformbaren Folie bespannt sein können und
in Lagepunkten 340 schwenkbar gelagert sind. Durch eine
Bewegung in Richtung der Rotorblattspitze (Pfeil) können diese Schwenkbügel nun
beispielsweise um die Lagerpunkte 340 herumgeschwenkt werden
und somit das Hinterkasten-Profil verändern.
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Die
weiteren 28a bis 33b zeigen weitere alternative
bzw. ergänzende
Ausführungsformen
zu den bisherigen 22 bis 27b.
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30b (30a entspricht im Wesentlichen 25) ist in Ergänzung zu 25 ein Element 250 an
der Druckseite dargestellt. Da der Angriffspunkt für die Feder 280 nicht
gegenüber
der Darstellung in 25 bzw. 30a geändert wurde, müssen die Elemente 240 und 250 an
der Blatthinterkante zusammenhängen,
so dass sie um einen Anlenkpunkt 260 schwenkbar sind. Unter
Umständen
bietet es sich bei dieser Lösung
an, eine Überlappung
von dem Rotorblattkasten 110 über das Element 250 entlang
der Rotorblattlänge
auszubilden.
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31b (Erweiterung von dem,
was in 26 bzw. 31a dargestellt ist) ist
ebenfalls ein druckseitiges Element 250 dargestellt, dass
in dem dargestellten Fall über
eine mechanische Verbindung ebenso wie das saugseitige Element 240 an
einer gemeinsamen Welle 120 befestigt ist.
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Die 32a und 32b zeigen eine Weiterentwicklung dessen,
was bereits in den 27a und 27b dargestellt ist. Dabei
sind für
entsprechende Elemente an der Druckseite teils eigene Wellen 280 dargestellt. 32a zeigt analog zu 27a ein Rotorblatt im Normalbetrieb, 32b zeigt eine Situation, in
der der Hinterkasten durch eine entsprechende Rotation bzw. durch
Verfahren der Wellen 280 nicht mehr wirksam ist.