MXPA04011829A

MXPA04011829A - Aspa de rotor de una instalacion de energia eolica.

Info

Publication number: MXPA04011829A
Application number: MXPA04011829A
Authority: MX
Inventors: Wobben Aloys
Original assignee: Wobben Aloys
Priority date: 2002-06-05
Filing date: 2003-05-28
Publication date: 2005-03-31
Also published as: WO2003104646A1; US20070297909A1; JP2005533210A; US7357624B2; CN100467861C; US7708530B2; MA27210A1; PL372073A1; PL216521B1; NO20050042L; CN1659376A; BR0311208A; US20060099076A1; AU2003237707A1; CA2488151A1; US20070297896A1; AU2003237707B2; US20100232972A1; EP1514023A1; EP1514023B1

Abstract

La invencion se refiere a un aspa de rotor de una instalacion de energia eolica y una instalacion de energia eolica.El objeto de la presente invencion es proveer un aspa de rotor que tenga un perfil del aspa de rotor y una instalacion de energia eolica, que tenga una mejor eficiencia de la que tiene hasta ahora.Un aspa de rotor de una instalacion de energia eolica, en donde el aspa de rotor tiene una reserva de grosor aproximadamente en el rango de entre 15% y 40%, de preferencia en el rango de entre aproximadamente 23% y 28% y el donde el mayor grosor de perfil esta entre aproximadamente 20% y 45%, de preferencia entre aproximadamente 32% y 36%.

Description

ASPA DE ROTOR DE UNA INSTALACION DE ENERGIA EOLICA DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a un aspa de rotor de una instalación de energía eólica y una instalación de energía eólica. Como estado de la técnica a este respecto la atención se debe dirigir generalmente al libro ' Windkraftanlage ' , Erich Hau, 1996. Este libro contiene algunos ejemplos de instalaciones de energía eólica, aspas de rotor de tales instalaciones de energía eólica así como secciones transversales de tales aspas de rotor a partir del estado de la técnica. La página 102, figura 5.34, ilustra los parámetros de perfil geométrico de perfiles aerodinámicos de acuerdo con NACA. A ese respecto se debe ver que el aspa de rotor es descrita por una profundidad de perfil que corresponde a la longitud de la cuerda, un mayor bombeo (o relación de bombeo) como la máxima elevación de una línea media sobre la cuerda, una reserva de bombeo, es decir el lugar con respecto a la profundidad de perfil donde el mayor bombeo es provisto dentro de la sección transversal del aspa de rotor, un grosor de perfil mayor como el diámetro más grande de un círculo inscrito con el punto central en la línea media y la reserva de grosor, es decir el lugar con respecto a la profundidad de perfil donde la Ref .159970 sección transversal del aspa de rotor supone su mayor grosor del perfil. Además, el radio del borde anterior y las coordenadas del perfil del lado de abajo y el lado superior se traen en consideración para describir la sección transversal del aspa de rotor. La nomenclatura conocida a partir del libro de Erich Hau se debe retener, entre otras cosas, para la descripción adicional de la sección transversal de un rotor para la presente en solicitud. Las aspas de rotor se deben optimizar con respecto a un gran número de aspectos. Por una parte, deben ser silenciosas mientras que por la otra, deben proporcionar también una potencia dinámica máxima de manera que, aún con un viento bastante ligero, la instalación de energía eólica empiece a operar y la velocidad nominal del viento, es decir, la velocidad a la cual la potencia nominal de la instalación de energía eólica es alcanzada también por primera vez, es alcanzada ya a intensidades de viento que son tan bajas como sea posible. Si después la velocidad de viento aumenta aún más, en la actualidad al considerar instalaciones de energía eólica con inclinación regulada el aspa de rotor se establece cada vez más en el viento de manera que la potencia nominal se mantenga aún, pero el área de superficie operativa del aspa de rotor en relación con el viento disminuye a fin de proteger así la instalación de energía eólica completa o partes de la misma de daño mecánico. No obstante, es crucial que se atribuya una gran importancia a las propiedades aerodinámicas de los perfiles del aspa de rotor de una instalación de energía eólica. El objeto de la presente invención es proveer un aspa de rotor que tenga un perfil de aspa de rotor y una instalación de energía eólica, que impliquen una mejor eficiencia de la que existe hasta ahora. De acuerdo con la invención ese objeto es alcanzado por un aspa de rotor que tiene un perfil de aspa de rotor con las características como se exponen en una de las reivindicaciones independientes. Desarrollos favorables se describen en las reivindicaciones adjuntas. Las coordenadas específicas de un perfil de aspa de rotor de acuerdo con la invención se exponen en la tabla TABLA 1 y La invención se ilustra en adelante por medio de un número de dibujos en los cuales: la figura 1 muestra una vista en perspectiva de la parte anterior de una instalación de energía eólica de acuerdo con la invención, la figura 2 muestra una vista en perspectiva de una instalación de energía eólica de acuerdo con la invención desde la parte posterior y el costado, la figura 3 muestra una vista de una instalación de energía eólica de acuerdo con la invención desde el costado , las figuras 4-8 muestran vistas de un aspa de rotor de acuerdo con la invención desde diversas direcciones, la figura 9 muestra una vista de una escala ampliada de una instalación de energía eólica de acuerdo con la invención, la figura 10 muestra una vista de un aspa de rotor de acuerdo con la invención, las figuras 11-17 y 19 muestran diversas vistas de una instalación de energía eólica de acuerdo con . la invención y la figura 18 muestra una sección transversal de un aspa de rotor de acuerdo con la invención (en la región cerca del cubo) .

El perfil del aspa de . rotor descrito de acuerdo con la presente solicitud es provisto en particular en la región del aspa de rotor que se une a la conexión de aspa de rotor (para conexión al cubo) . De preferencia, el perfil descrito en la presente solicitud es provisto en el primer tercio del aspa de rotor, con respecto a la longitud total del aspa de rotor. A este respecto la longitud total de un aspa de rotor se puede encontrar claramente en el rango de entre 10 m y 70 m, dependiendo de la potencia nominal que una instalación de energía eólica va a implicar. Por lo tanto, por ejemplo la potencia nominal de una instalación de energía eólica de la corporación Enercon de tipo E-112 (diámetro aproximadamente 112 m) es 4.5 MW, mientras que la potencia nominal de una instalación de energía eólica de Enercon de tipo E-30 es 300 KW. Lo que es particularmente característico en términos del perfil del aspa de rotor de acuerdo con la invención es que el mayor grosor del perfil se encuentra entre aproximadamente 25% y 40%, de preferencia entre 32% y 36%, de la longitud de la cuerda del aspa de rotor. En la figura 18 el mayor grosor del perfil es aproximadamente 34.6% de la longitud de la cuerda del aspa de rotor. En la figura 1 se muestra una cuerda 1 la cual se extiende desde el centro 2 del borde de salida del aspa de rotor 3 al punto delantero 4 del borde anterior del aspa de rotor 5. La reserva de grosor, es decir, el lugar con relación a la longitud de aspa donde ocurre el mayor grosor del perfil, es entre aproximadamente 20% y 30% de la longitud de la cuerda, de preferencia entre 23% y 28%, en el ejemplo ilustrado es 25.9%. El mayor grosor se determinó perpendicularmente a la cuerda y la reserva se relaciona con el borde anterior del aspa de rotor. Además, la figura 18 muestra lo que se conoce como la línea de bombeo media 7. Esa línea de bombeo resulta de la mitad del grosor respectivo del aspa de rotor 8 en un punto. Por consiguiente, esa línea de bombeo no se extiende en una línea recta, sino siempre exactamente entre puntos dispuestos de manera opuesta en el lado de presión incrementada 9 del aspa de rotor 7 y el lado de presión reducida 10 del aspa de rotor 7. La línea de bombeo intersecta la cuerda en el borde de salida del aspa de rotor y el borde anterior del aspa de rotor. La reserva de bombeo en la sección transversal de un aspa de rotor de acuerdo con la invención es entre aproximadamente 55% y 70% de la longitud de la cuerda, de preferencia entre aproximadamente 59% y 63%. En el ejemplo ilustrado la reserva de bombeo es aproximadamente 61.9% de la longitud de la cuerda. En este caso, el mayor bombeo es entre aproximadamente 4% y 8% de la longitud de la cuerda, de preferencia entre aproximadamente 5% y 7% de la longitud de la cuerda. En el ejemplo ilustrado el bombeo es aproximadamente 5.87% de la longitud de la cuerda. Además resulta particularmente sorprendente en términos del perfil del aspa de rotor de acuerdo con la invención, que el lado de presión incrementada del aspa de rotor 'corte' la cuerda dos veces, es decir, en esa región el lado de presión incrementada del perfil es de una configuración cóncava, mientras que en la región anterior del perfil el lado de presión incrementada es de una configuración convexa. En la región donde el lado de presión incrementada es de una configuración convexa, en la región correspondiente, dispuesta de manera opuesta en el lado de presión reducida, el último está delimitado por una línea casi recta. Ciertamente se debe haber sabido para el lado de presión incrementada que fuera provisto con una curvatura cóncava o para el lado de presión reducida que fuera provisto con un límite en línea recta. Sin embargo, en particular la combinación de esas dos medidas es de gran importancia para el perfil de un aspa de rotor de acuerdo con la invención y es característica con respecto al perfil de aspa de rotor de acuerdo con la invención. El borde de salida del aspa de rotor del perfil ilustrado es también notablemente grueso. No obstante, eso no causa ningún problema con respecto a la creación de sonido en el borde de salida del aspa de rotor porque el perfil ilustrado está en el tercio interior del círculo de rotor y ahí la velocidad orbital no es muy alta. Las coordenadas x-y del perfil que se muestra en la figura son reproducidas en el cuadro 1 y, por lo tanto, el perfil del aspa de rotor de acuerdo con la invención es exactamente descrito con el mismo. Para mejorar la forma aerodinámica del aspa de rotor, es de tal configuración, en la región de la raíz del aspa de rotor, que ahí es de su mayor anchura y, por ende, el aspa de rotor es de una forma trapezoidal (en plano) la cual es más o menos aproximada a la forma aerodinámica óptima . De preferencia, en la región de la raíz del aspa de rotor, el aspa de rotor es de una configuración tal que el borde de la raíz del aspa de rotor, la cual está hacia el receptáculo de una instalación de energía eólica, se adapte al contorno externo del receptáculo en al menos una posición angular, por ejemplo, se adapte de manera tal que exista una separación muy pequeña, por ejemplo, una separación de entre aproximadamente 5 mm y 100 mm, entre el receptáculo y el borde de la raíz de aspa de rotor que está hacia la instalación de energía eólica y el contorno externo del receptáculo cuando el aspa de rotor sea colocada en la posición de viento nominal.

Un aspa de rotor con las propiedades antes indicadas proporciona un incremento significativamente superior en potencia, en parte hasta 10%. En virtud de ese incremento en potencia, el cual podría no ser predicho, una instalación de energía eólica de acuerdo con la invención, a una velocidad del viento dada por debajo de la velocidad nominal del viento, obtiene una salida de potencia más alta. Además, alcanza su salida de potencia nominal más temprano que hasta ahora. Por consiguiente, las aspas de rotor también se pueden girar (inclinar) más temprano y esto proporciona que el nivel de emisión de sonido, por una parte, y la carga mecánica en la instalación, por otra, desciendan . A ese respecto, la invención se basa en la comprensión de que la forma del aspa de rotor que es común actualmente es investigada en un túnel aerodinámico, hay que reconocer que con el uso de diferentes velocidades del viento pero con un flujo de aire que es siempre uniforme. No obstante, como en la naturaleza se encuentra en los casos más raros que el viento sople de manera uniforme en términos dé . área de superficie, sino más bien está sujeto a una ley. estocástica, las aspas de rotor conocidas, como consecuencia de ráfagas, implican separación del flujo precisamente en la región interna del aspa cerca del cubo del rotor donde el aspa de hecho ya no es de una configuración aerodinámicamente clara y óptima.. Ese fenómeno de separación del flujo es propagado una distancia a lo largo del aspa de rotor en la dirección de la región externa de la misma (punta del aspa de rotor) . Como resultado el flujo se puede separar del aspa de rotor en una región en forma de burbuja y, por consiguiente, dar por resultado pérdidas de potencia correspondientes. Por lo tanto, en el caso de la presente invención y al tener en cuenta la situación básica antes descrita, es posible obtener un incremento considerable en la salida de potencia en virtud de un aspa de rotor que es de una configuración clara también en la región interna del aspa de rotor. Si ahora se fuera a usar un perfil estándar conocido en lugar del perfil determinado en forma empírica que es propuesto en la presente solicitud, entonces, para proporcionar una configuración aerodinámicamente clara para el aspa de rotor, aproximadamente el doble de la profundidad del perfil (esto corresponde la longitud de la cuerda del aspa de rotor) se requeriría en la región del aspa de rotor inferior (la región cercana al cubo) . Sin embargo, el gran grosor de . perfil en la región anterior se requiere para transmitir de manera segura y confiable las cargas implicadas y paran obtener un valor de levantamiento CA mayor a 2. Como es conocido a partir del estado de la técnica, las aspas de rotor son construidas de manera usual hoy en día, que conllevan un gran ahorro en material al mayor grado posible en la región interna. Ejemplos típicos a ese respecto se describen en el estado de la técnica a la cual ya se ha hecho referencia anteriormente, en ' Windkraftanlage ' , Erich Hau, 1996, en las páginas 114 y 115. Ahí se puede ver que la mayor profundidad del perfil es siempre obtenida a una cierta distancia de la conexión del aspa de rotor, es decir, en la región cerca de la conexión del aspa de rotor, en cuyo respecto se ahorra material en esas aspas de rotor de acuerdo con el estado de la técnica. No obstante, si una forma óptima que se aproxima a una forma trapezoidal se usa en plano, entonces la mayor anchura de un aspa de rotor no está, por ejemplo, a una separación relativa a la conexión del aspa de rotor sino precisamente en la región de la conexión del aspa de rotor en sí. Entonces, esa estructura no ahorra la mayor cantidad posible de material en la región interna de las aspas de rotor. La causa del ahorro en material que se ha incrementado hasta ahora se encuentra en la manera estática de. considerar las condiciones de flujo (como se describen en adelante) con respecto a calcular/desarrollar las aspas de rotor. Aunado a eso se encuentra el hecho de que los programas de cálculo actuales para aspas de rotor dividen el aspa de rotor en separaciones individuales y calculan cada porción del aspa de rotor en si. misma a fin de derivar a partir de la misma la evaluación para el aspa de rotor total . Sin embargo, se observará que la realidad parece un poco diferente. Por una parte, el viento no sopla de manera uniforme y estática dentro de una región de área de superficie dada, sino que presenta de manera notable un comportamiento estocástico, mientras que por otra parte, en virtud de la velocidad periférica baja del aspa de rotor en la región interna (es decir, en la región cercana al cubo del rotor) la influencia de la velocidad del viento es considerable y, por consiguiente, el ángulo de incidencia cambia en esa región con un alto nivel de dependencia en la velocidad del viento instantáneo. Como consecuencia de lo mismo, ocurre también con frecuencia separación del flujo del aspa de rotor en la región interna del aspa de rotor. Un efecto de histéresis es efectivo en tal situación. Cuando la velocidad del viento previa ocurre de nuevo, es decir, después de que ha pasado una ráfaga, el flujo no es el mismo en el aspa de rotor nuevamente. Más bien, la velocidad del viento primero tiene que descender más (por lo tanto, el ángulo de incidencia se debe cambiar más) hasta que el flujo nuevamente se mantenga contra la superficie del aspa de rotor. Si, no obstante, la velocidad del viento no desciende más, ciertamente puede suceder que, durante un período de tiempo prolongado, a pesar del flujo de afluencia del viento al aspa de rotor, una fuerza relevante sea ejercida en el aspa de rotor porque el flujo no se ha situado nuevamente contra la superficie del aspa de rotor. El riesgo de separación del flujo es reducido notablemente en virtud de la configuración de acuerdo con la invención del aspa de rotor. Ese riesgo de separación es también reducido por el perfil relativamente grueso. El incremento considerable en la potencia se puede explicar también en virtud del hecho de que, debido al efecto de histéresis, una vez que la separación de flujo ha ocurrido, las pérdidas de potencia son mantenidas sobre un período de tiempo considerable (para aspas de rotor de acuerdo con el estado de la técnica) . Otra parte del incremento en la potencia se puede explicar en virtud del hecho de que el viento sigue la trayectoria de la menor resistencia. Si, por lo tanto, el aspa de rotor es muy delgada en la región interna cerca del cubo (gran ahorro de material) , eso es equivalente a un 'agujero deslizante' en el área de recolección del círculo del rotor, a través de este agujero el aire fluye de preferencia. Igualmente, en este caso es ciertamente posible ver una debilidad en los programas de cálculo comunes los cuales están siempre basados en una distribución uniforme sobre el área de círculo del rotor. Si ahora ese 'agujero deslizante1 está 'cerrado' en virtud de la configuración trapezoidal del aspa de rotor en la región cerca del cubo, eso proporcionará una distribución mejorada del flujo de aire sobre el área de superficie circular completa y, por lo tanto, el efecto en la región externa del aspa de rotor se incrementa también un poco. Por consiguiente, el paso de 'cerrar' ese 'agujero deslizante' hace una contribución a la salida de potencia más alta del aspa de rotor de acuerdo con la invención. Este es otro punto débil de los programas de cálculo actuales ya que también consideran la porción de aspa de rotor que se une directamente al 'agujero deslizante' como una porción de aspa de rotor de valor completo que no puede ser, debido a las condiciones de flujo particulares (roturas del flujo frecuentes y restauración posterior de las condiciones de flujo deseadas) . Las figuras 11 a 17 muestran una vista de una instalación de energía eólica de acuerdo con la invención desde la parte anterior o desde el costado. Se puede ver a ese - respecto cómo las tres aspas de rotor tienen una transición casi uniforme a la configuración externa del receptáculo, en la región del aspa cerca del cubo. Sin embargo, esto aplica solamente con referencia a la posición de las aspas de rotor en la medida en que se encuentren en la posición de viento nominal. Si el viento aumenta luego aún más por arriba del viento nominal, entonces como es usual las aspas de rotor son movidas lentamente fuera del viento mediante control de inclinación (regulación de inclinación) y la figura 15 muestra que en ese caso existe en verdad una mayor separación entre el borde inferior del aspa de rotor en la región interna y el receptáculo. No obstante, la figura 4 muestra también que en el exterior del receptáculo se provee una estructura la cual en su sección transversal corresponde de manera muy sustancial al perfil del aspa de rotor en la región cerca del cubo y que, cuando el aspa de rotor se fija en un ángulo de incidencia a la velocidad nominal, está directamente por debajo del aspa de rotor de manera que haya solamente un pequeño espacio entre la estructura y el aspa de rotor en la región cerca del cubo. Por consiguiente, el contorno externo del receptáculo incluye también una parte del aspa de rotor, que no es una parte constituyente integral del aspa de rotor. En el caso del perfil de aspa de rotor que se muestra en la- figura 18, el radio del borde anterior es aproximadamente 0.146 de la profundidad del perfil. Como se puede ver a partir de la figura 18, en el lado de presión reducida se provee una región más larga, casi recta. Eso se puede describir, por ejemplo, como sigue: en la región a entre 38% y 100% de la profundidad del perfil el radio es 1.19 veces la longitud de la profundidad del perfil. En la región de entre 40% y 85% de la profundidad del perfil (ver figura 18) el radio es aproximadamente 2.44 multiplicado por la profundidad del perfil. En la región de entre 42% y 45% de la profundidad del perfil, el radio es aproximadamente 5.56 de la profundidad del perfil. En la región de entre 36% y 100% de la profundidad del perfil, la desviación máxima de la línea recta ideal es aproximadamente 0.012 de la longitud del perfil. Ese valor es el valor crucial a medida que el radio de curvatura varía y el mayor radio de curvatura ya está especificado en las regiones respectivas. En el ejemplo ilustrado la longitud del lado de presión reducida es aproximadamente 1.124 de la longitud de la profundidad del perfil, mientras que la longitud del lado de presión incrementada es 1.112 de la longitud de la profundidad del perfil. Esto significa que el lado de presión reducida es solamente más largo de manera irrelevante que el lado de presión incrementada. Por lo tanto, es sumamente favorable si la relación de la longitud del- lado de presión reducida a la longitud del lado de presión incrementada es menor a 1.2, de preferencia menor a 1.1 o en un rango de valores de entre 1 y 1.03. Se puede ver a partir de las figuras ilustradas que el aspa de rotor tiene su mayor profundidad del perfil directamente en la caperuza, es decir, en el exterior del receptáculo de la instalación de energía eólica. Por lo tanto, por ejemplo en el caso de una instalación de energía eólica con un diámetro de rotor de 30 m, la profundidad del perfil en la caperuza es entre aproximadamente 1.8 y 1.9, de preferencia 1.84. Si después la caperuza es aproximadamente de un diámetro de 3.2 mm, la relación de la profundidad del perfil del aspa de rotor en la caperuza al diámetro de caperuza es aproximadamente 0.575. Por ende, es sumamente favorable si la relación de la profundidad del perfil al diámetro de caperuza es mayor a un valor de 0.4 o en un rango de valores de entre 0.5 y 1. A ese respecto, se puede suponer que cada valor está en el rango antes indicado. En el ejemplo antes especificado la relación de la profundidad del perfil al diámetro del rotor es aproximadamente 0.061. Por lo tanto, es evidente que el 'agujero deslizante1 es tan pequeño como sea posible si la relación de la profundidad del perfil al diámetro del rotor es mayor a un valor de entre 0.05 y 0.01, en cuyo respecto el valor dado a manera de ejemplo ha demostrado ser extremadamente apropiado, con referencia a la eficiencia del aspa de rotor. Otro ejemplo sería un aspa de rotor con la sección transversal del perfil que se muestra en la figura 18, en el primer tercio, en cuyo respecto la profundidad del perfil en la caperuza es aproximadamente .4.35 mtn, el diámetro de caperuza es 5.4 m y el diámetro de rotor es en conjunto 71 m. Entonces el valor de la profundidad del perfil al diámetro de caperuza es 0.806 y la relación de la profundidad del perfil al diámetro de rotor es de nuevo 0.061. Los valores antes indicados se refieren a un rotor de triple aspa con regulación de inclinación. Como se describe, en el caso del aspa de rotor de acuerdo con la invención, el lugar más ancho (el lugar con la mayor profundidad del perfil) del aspa de rotor puede estar directamente en la región de la conexión del aspa. La conexión del aspa es la región en la cual el aspa de rotor es conectada (unida, atornillada, etc.) al cubo de la instalación de energía eólica. Además, el borde inferior del aspa de rotor, es decir, el borde que mira hacia el receptáculo de la instalación de energía eólica, se adapta o se hace coincidir de manera sustancial con el contorno externo del receptáculo en la dirección longitudinal. Por consiguiente, en este caso, cuando un aspa de rotor está en la posición orientable (prácticamente sin ningún área de superficie que mire hacia el viento) , el aspa de rotor está paralela al borde inferior que está hacia el receptáculo y la separación entre el borde inferior y el contorno externo del receptáculo está a un mínimo, de preferencia es menor a 50 cm o aún mejor menor a 20 cm.

Cuando ahora que el aspa de rotor se establece en el viento, implica un área de superficie de máximo tamaño aún en la región muy cercana del aspa de rotor (el agujero deslizante es muy pequeño) . La referencia antes mencionada Erich Hau muestra que el aspa de rotor en el estado de la técnica disminuye regularmente en la región cercana al cubo (las aspas de rotor son ahí menos anchas que en su lugar más ancho) y, a la inversa, en el caso del aspa de rotor de acuerdo con la invención, el lugar más ancho está precisamente en la región cercana al cubo de manera que ahí el potencial de viento se puede utilizar también al mejor grado posible. Como se sabe, es precisamente al tratar con aspas de rotor muy grandes que una anchura de aspa de rotor muy grande está implicada en la región cercana al cubo. De manera que tales aspas de rotor puedan ser transportadas todavía (en el caso de aspas de rotor grandes, es decir, aspas de rotor que son más largas de 30 m, la anchura del aspa de rotor en la región cercana al cubo puede ser ciertamente entre 5 m y 8 m) , el aspa de rotor puede ser de una configuración de dos partes, en cuyo caso las dos partes son separadas durante el transporte y se pueden unir después del transporte. Para ese propósito las dos partes son conectadas antes de ser instaladas en la instalación de energía eólica, por ejemplo, mediante conexiones de tornillo y conexiones que no se pueden desconectar (adhesivo) . Eso no es problema en particular al tratar con aspas de rotor grandes ya que, en virtud de su tamaño, las aspas de rotor son accesibles también desde el interior para ser unidas de manera que esto proporciona un aspa de rotor de apariencia unitaria al exterior y las líneas de separación en las partes cuando se unen son apenas visibles o no son visibles en absoluto. Como muestran las mediciones iniciales, el diseño de aspa de rotor de acuerdo con la invención puede incrementar notablemente la eficiencia en comparación con aspas de rotor anteriores . Como se puede ver a partir de las figuras 1 a 17, en el caso de una instalación de energía eólica 1 de acuerdo con la invención, las aspas de rotor son de una configuración tal que tienen su mayor profundidad del perfil en la región cercana al cubo y además las aspas de rotor, a lo largo de su perfil entero, son movidas en la región cercana al cubo para estar muy cerca del revestimiento del receptáculo (caperuza) del alojamiento de máquina de la instalación de energía eólica. Por lo tanto, al menos para la posición en la cual el aspa de rotor supone un ángulo que es adoptado a velocidades del viento hasta el rango de viento nominal, eso significa que existe en una separación muy pequeña con relación al revestimiento del receptáculo.

Aunque en la vista como se muestra, por ejemplo, en las figuras 1, 2 y 3, las aspas de rotor son también movidas muy cerca al revestimiento externo del receptáculo con la parte en posterior de su perfil, una modalidad alternativa como se muestra, por ejemplo, en las figuras 11 a 17, provee que el revestimiento externo del receptáculo se proporcione con una porción de aspa de rotor 30 en sí, la cual, sin embargo, no es en sí una parte constituyente integral del aspa de rotor total. Por ende, se puede ver claramente en particular a partir de las figuras 15 y 17 que la parte de aspa de rotor que es provista en el exterior del receptáculo está fija ahí y está dispuesta a un ángulo correspondiente a la posición angular de un aspa de rotor hasta la velocidad nominal del viento, de manera que, al menos a velocidades del viento hasta el viento nominal, exista un espacio mínimo entre el borde inferior del aspa de rotor incluso en la región posterior de la profundidad del perfil, y el receptáculo. Asimismo, se puede ver claramente a partir de la figura 19 que existe solamente un 'agujero deslizante1 bastante pequeño para el viento en virtud de la ebnfig.uración de acuerdo con la invención de las aspas de rotor en el centro del rotor. La figura 18 muestra una sección transversal a través de un aspa de rotor de acuerdo con la invención como se toma a lo largo de la línea A-A en la figura 17, es decir, el perfil del aspa de rotor en la región cercana al cubo . Igualmente, la figura 17 incluye una indicación de lo que se debe entender por el diámetro D de la caperuza. El diámetro del rotor es descrito por el diámetro del área circular la cual es cubierta por el rotor cuando gira . Como se puede ver a partir de la figura 15 y otras figuras, la parte 30 del aspa de rotor que no es una parte constituyente integral del aspa de rotor giratoria, es una parte constituyente integral del revestimiento exterior del receptáculo. La parte respectiva se puede atornillar al receptáculo o se puede también pegar o unir en una pieza al receptáculo . Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el convencional para la manufactura de los objetos o productos a que la misma se refiere . ?

Claims

REI INDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Una instalación de energía eólica que comprende al menos un aspa de rotor que está montada a un cubo del rotor y un revestimiento del cubo, caracterizada porque en la parte externa del revestimiento de cubo se provee una parte del aspa de rotor, la cual está conectada fijamente al revestimiento de cubo pero que no es una parte constituyente integral del aspa de rotor de la instalación de energía eólica.

2. El aspa de rotor de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el aspa de rotor tiene una reserva de grosor aproximadamente en el rango de entre 15% y 40%, de preferencia en el rango de entre aproximadamente 23% y 28% y en donde el mayor grosor del perfil está entre aproximadamente 20% y 45%, de preferencia entre aproximadamente 32% y 36%.

3. El aspa de rotor de conformidad con la reivindicación 1 ó 2, caracterizada porque la sección transversal del aspa de rotor es. descrita por una línea de bombeo media cuyo mayor bombeo se encuentra en un rango de entre 50° y 70°, de preferencia aproximadamente en el rango de entre 60° y 65° .

4. El aspa de rotor de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizada porque el mayor bombeo se encuentra entre aproximadamente 3% y 10%, de preferencia entre aproximadamente 4% y 7%.

5. El aspa de rotor de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizada porque la sección transversal es de preferencia provista en el tercio inferior del aspa de rotor, que se une a la conexión del aspa de rotor.

6. El aspa de rotor de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizada porque el aspa de rotor tiene un lado de presión incrementada y un lado de presión reducida, en donde el lado de presión incrementada tiene una parte con una curvatura cóncava y una porción casi recta es provista en el lado de presión reducida.