NO332655B1 - Vindenergianlegg - Google Patents

Abstract

Oppfinnelsen angår et rotorblad for et vind- energianlegg og også et vindenergianlegg. Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe et rotorblad med en rotorbladprofil h.h.v. et vindenergianlegg som har en bedre effektytelse enn hittil. Dette oppnås ved at rotorbladet har et tykkelsestillegg omtrent i området fra 15% til 40% i forhold til profildybden, fortrinnsvis i området fra omtrent 23% til 28% og hvor den største profiltykkelsen er omtrent 20% til 45%, fortrinnsvis 32% til 36%.

Description

Oppfinnelsen angår et vindenergianlegg med minst et rotorblad som angitt i krav 1. Som teknikkens stand til dette blir det generelt henvist til boken Windkraftanlagen, Erich Hau, 1996. Denne boken omfatter noen eksempler på vindenergianlegg, rotorblader til slike vindenergianlegg og også snitt gjennom slike rotorblader fra teknikkens stand. På side 102, bilde 5.34. er de geometriske profilparametrene for aerodynamiske profilene ifølge NACA vist. Her fremgår det at rotorbladet blir beskrevet gjennom en profildybde som tilsvarer lengden på senen, en største hvelving (eller hvelvingsforhold) som maksimale hevelse for en skjelettlinje over senen, et hvelvingstillegg altså det stedet med hensyn til profildybden hvor den største hvelvingen innen tverrsnittet for rotorbladet er utformet, en største profiltykkelse som største diameter for en innskrevet sirkel med midt-punktet på skjelettlinjen og tykkelsestillegget, altså det stedet med hensyn til profildybden hvor tverrsnittet til rotorbladet antar sin største profiltykkelse. Videre blir neseradius og også profilkoordinatene for under- og oversiden trukket inn for å beskrive tverrsnittet til rotorbladet. Den kjente nomenklaturen fra Erich Haus bok skal bl.a. bli bevart for den videre beskrivelsen av tverrsnittet til et rotorblad i den foreliggende søknaden.

Rotorblader kan optimeres ved hjelp av en mengde aspekter. På den ene siden skal de være stille, på den andre siden skal de også stille til rådighet en maksimal dynamisk effekt, slik at allerede ved svært svak vind begynner vindenergianlegget å løpe og allerede ved de mist mulige vindstyrker blir den nominelle vindhastigheten nådd, altså den hastig-heten hvor også første gang den nominelle effekten for vindenergianlegget blir nådd.

Stiger så vindstyrken videre så blir nå for tiden for pitchregulerte vindenergianlegg rotorbladet stilt stadig mer i vinden, slik at den nominelle effekten blir opprettholdt, mens angrepsflaten på rotorbladet mot vinden avtar for derved å beskytte hele vindenergianlegget hhv. delene mot mekaniske skader. Men avgjørende er det at de aerodynamiske egenskapene til rotorbladprofilene på rotorbladet i et vindenergianlegg får stor betydning.

Det er oppgaven til den foreliggende oppfinnelsen å angi et rotorblad med en rotorbladprofil hhv. et vindenergianlegg som har en bedre effektytelse enn nå.

Oppgaven blir ifølge oppfinnelsen løst med et rotorblad med kjennetegnene ifølge et av de uavhengige kravene. Fordelaktige videreutforminger er beskrevet i underkravene.

De konkrete koordinatene i en oppfinnelsesmessig rotorbladprofil ifølge oppfinnelsen er angitt i en tabell 1.

Oppfinnelsen er i det etterfølgende vist i flere tegninger. Her viser figur 1 et vindenergianlegg ifølge oppfinnelsen sett i perspektiv forfra, figur 2 et vindenergianlegg ifølge oppfinnelsen sett i perspektiv fra siden bakfra, figur 3 et vindenergianlegg ifølge oppfinnelsen sett fra siden, figurene 4-8 et rotorblad ifølge oppfinnelsen sett fra forskjellige retninger, figur 9 et vindenergianlegg ifølge oppfinnelsen vist forstørret, figur 10 viser et rotorblad ifølge oppfinnelsen, figurene 11-17, 19 et vindenergianlegg ifølge opp finnelsen i forskjellige visninger, figur 18 viser et snitt gjennom et rotorblad ifølge oppfinnelsen (området nær navet).

Rotorbladprofilen ifølge den foreliggende søknaden er spesielt utformet i det området på rotorbladet som kopler til rotorbladtilkoplingen (til tilkoplingen til navet). Fortrinnsvis er profilen utformet i den første tredjedelen av rotorbladet, som er beskrevet i den foreliggende søknaden, refererer til hele lengden av rotorbladet. Den samlede lengden av et rotorblad kan her absolutt ligge i området fra 10 m til 70 m, alt etter hvilken nominelle effekt et vindenergianlegg skal ha. Slik er eksempelvis den nominelle effekten i et vindenergianlegg fra firmaet Enercon av typen E-I 12 (diameter ca. 112 m) 4,5 MW, den nominelle effekten i et vindenergianlegg fra Enercon av typen E-30 derimot 300 KW.

Spesielt karakteristisk for profilen til rotorbladet ifølge oppfinnelsen er at den største profiltykkelsen utgjør omtrent 25 % til 40 %, fortrinnsvis 32 % til 36 % av lengden av rotorbladsenen. I figur 18 utgjør den største profiltykkelsen omtrent 34,6 % av lengden av rotorbladsenen. I figur 1 er det innført en sene som forløper fra midten 2 på rotorbladbakkanten 3 til det fremste punktet 4 på rotorbladnesen 5. Tykkelsestillegget, altså det stedet på bladlengden, hvor den største bladtykkelsen er utformet, utgjør omtrent 20 % til 30 % av lengden av senen, fortrinnsvis 23 % til 28 %, i det viste tilfellet 25,9 %. Den største tykkelsen ble registrert vinkelrett på senen og tillegget er i forhold til rotorbladnesen.

Videre er det i figur 18 innført en såkalt skjelettlinje 7. Denne skjelettlinjen fremgår av hver halve tykkelse på rotorbladet 8 i et punkt. Tilsvarende forløper denne skjelettlinjen ikke rett men alltid eksakt mellom punkter som ligger rett overfor hverandre på trykksiden 9 på rotorbladet 7 og sugesiden 10 på rotorbladet 7. Skjelettlinjen skjærer senen i rotorbladbakkanten og rotorbladnesen.

Hvelvingstillegget ved tverrsnittet til et rotorblad ifølge oppfinnelsen utgjør omtrent 55 % til 70 % av lengden av senen, fortrinnsvis omtrent 59 % til 63 %, i det viste eksemplet utgjør hvelvingstillegget omtrent 61,9 % av lengden av senen. Den største hvelvingen utgjør her omtrent 4 % til 8 % av lengden av senen, fortrinnsvis omtrent 5 % til 7 % av lengden av senen. I det viste eksemplet utgjør hvelvingen omtrent 5,87 % av lengden av senen.

Spesielt iøynefallende er for profilen til rotorbladet ifølge oppfinnelsen er videre at trykksiden til rotorbladet "skjærer" senen to ganger i dette området, altså trykksiden til profilen er utformet konkav, mens i det fremste profilområdet er trykksiden utformet kon-veks. I det området hvor trykksiden er utformet konkav er i det tilsvarende rett ovenfor liggende området på sugesiden denne avgrenset nesten rettlinjet.

Det må absolutt ha vært kjent å utforme trykksiden med en konkav krumning eller å forsyne sugesiden med en rettlinjet avgrensning. Men spesielt kombinasjonen av begge forholdsreglene er for profilen til et rotorblad ifølge oppfinnelsen av stor betydning og karakteristisk for rotorbladprofilen ifølge oppfinnelsen.

Også rotorbladbakkanten til den viste profilen er påfallende tykk. Men dette er ikke problematisk med hensyn til støy på rotorbladbakkanten, fordi den viste profilen befinner seg i den indre tredjedelen av rotorsirkelen og der er banehastigheten ikke særlig stor.

x-y-koordinatene til profilen vist i figuren er gjengitt i tabellen 1 og med den blir profilen til rotorbladet ifølge oppfinnelsen beskrevet eksakt.

Til forbedring av den aerodynamiske formen til rotorbladet er dette i området ved rotorbladroten utformet slik at det der har sin største bredde og dermed har rotorbladet med en aerodynamisk form mer eller mindre tilnærmet trapesform (sett ovenfra). Fortrinnsvis er rotorbladet i området ved rotorbladroten utformet slik at kanten av rotorbladroten som vender mot gondolen i et vindenergianlegg er tilpasset den ytre konturen av gondolen i minst en vinkelstilling, f.eks. tilpasset slik at det mellom gondolen og kanten på rotorbladroten som vender mot vindenergianlegget og den ytre konturen av gondolen ved stilling av rotorbladet i nominellvindstillingen er en meget liten avstand, f.eks. en avstand på omtrent 5 mm til 100 mm.

For et rotorblad med de foran nevnte egenskapene er det blitt en signifikant høyere effektøkning, til dels inntil 10 %. Gjennom denne effektøkningen som ikke kan bli forut-sagt oppnår et vindenergianlegg ifølge oppfinnelsen ved en gitt vindhastighet under den nominelle vindhastigheten en høyere effekt. Dessuten når det sin nominelle effekt tidligere. Tilsvarende kan rotorblader også bli dreid (pitchet) tidligere og dermed synker på den ene siden støyemisjonen og på den andre siden den mekaniske belastningen.

Her ligger den erkjennelsen til grunn for oppfinnelsen, at rotorbladformene som er vanlige i dag riktignok blir undersøkt i vindkanaler, men hele tiden med en jevn luftstrøm. Men da vinden i naturen i de mest sjeldne tilfellene blåser jevnt på flaten og følger en stokastisk lovmessighet blir det for de kjente rotorbladene som en følge av vindkastene et avbrudd i strømmene nettopp i bladinnerområdet nær rotornavet, hvor bladet ikke akkurat er aerodynamisk i orden og optimalt utformet. Denne strømningsoppløsningen fortsetter et stykke langs rotorbladet i retning av rotorbladets ytterområde (rotorbladtupp). Der-igjennom kan strømningen fra rotorbladet løse seg fra rotorbladet i et bobleformet område og slik føre til tilsvarende effekttap. Med oppfinnelsen og ved betraktning av den tidligere beskrevne utgangssituasjonen kan det altså gjennom et riktig utformet rotorblad også i rotorbladinnerområdet bli oppnådd en betydelig effektøkning.

Skulle man anvende en kjent standardprofil istedenfor den empirisk beregnede profilen foreslått i den foreliggende søknaden, så ville det for en aerodynamisk riktig utforming av rotorbladet være nødvendig med omtrent den dobbelte profildybden (dette tilsvarer lengden av senen til rotorbladet) i det nedre rotorbladområdet (området nær navet). Men den store profiltykkelsen i det fremste området er nødvendig for en sikker belastningsoverføring og for å oppnå en oppdriftsverdi Ca større enn 2.

Som det er kjent fra teknikkens stand blir det nå for tiden bygget rotorblader som i innerområdet har stor materialinnsparing. Typiske eksempler på dette viser den allerede nevnte teknikkens stand ifølge "Windkraftanlagen", Erich Hau, 1996, på sidene 114 og 115. Der fremgår det at den største profildybden hele tiden blir oppnådd i en viss avstand fra rotorbladtilkoplingen, altså i nærheten av rotorbladtilkoplingsområdet, hvor det for disse rotorbladene ifølge teknikkens stand blir spart inn materiale. Men blir sett ovenfra en optimalform tilnærmet trapesformen anvendt så er den største bredden på et rotorblad ikke i en viss avstand til rotorbladtilkoplingen, men utformet nøyaktig i området til selve rotorbladtilkoplingen. I innerområdet til rotorbladene blir det da altså ikke innspart mest mulig materiale.

Årsaken til den til nå foretatte materialinnsparingen ligger i den statiske betrakt-ningsmåten for strømningsforhold (som beskrevet før) ved beregningen/utviklingen av rotorblader. Til det kommer at vanlige beregningsprogrammer for rotorblader deler opp rotorbladet med bestemte mellomrom og beregner hvert bladavsnitt for seg for av dette å utlede beregningen for hele rotorbladet.

Realitetene ser ganske annerledes ut. På den ene siden blåser ikke vinden jevnt og statisk innenfor et bestemt flateområde, men viser tydelig et stokastisk forhold, på den andre siden er det på grunn av den lave periferihastigheten til rotorbladet i innerområdet (altså området nær rotornavet) innflytelsen av vindhastigheten betydelig og dermed for-andrer innstillingsvinkelen i dette området seg med en høyere avhengighet av vindhastigheten i øyeblikket. Som en følge av dette blir det tilsvarende hyppig en avløsning av strømningen fra rotorbladet også i innerområdet av rotorbladet.

I et slikt tilfelle er en hysterese virksom. Strømningen legger seg ikke igjen straks an mot rotorbladet ved fornyet opptreden av den foregående vindhastigheten, f.eks. når vindkastet er gått over. Snarere må vindhastigheten først synke videre ned (innstillingsvinkelen må altså forandre seg videre) før strømningen igjen ligger an mot rotorbladoverflaten. Men synker ikke vindhastigheten videre ned så kan det godt være mulig, at det for et lengre tidsrom tross tilstrømmende vinder, blir utøvet en relevant kraft på rotorbladet fordi strømningen ennå ikke igjen har lagt seg an mot rotorbladoverflaten.

Gjennom utformingen av rotorbladet ifølge oppfinnelsen blir risikoen for strøm-ningsavløsningen betydelig redusert. Denne avløsningsrisikoen blir likeledes redusert gjennom den relativt tykke profilen. Den betydelige effektstigningen kan også godt forklares ved at gjennom hysteresevirkningen ved en avløsning av strømningen som opptrer en gang blir effekttapene opprettholdt over et betydelig tidsrom (for rotorblader ifølge teknikkens stand).

En annen del av effektøkningen kan forklares ved at også vinden benytter den minste motstands vei. Når altså rotorbladet i innerområdet nær navet er meget tynt (store materialinnsparinger), blir dette som et "smutthull" i innhentingsflaten til rotorsirkelen som luften fortrinnsvis strømmer gjennom. Også her kan det absolutt sees en svakhet i det någjeldende beregningsprogrammet som hele tiden går ut fra jevn fordeling over rotor-sirkelflaten.

"Lukker" man nå dette "smutthullet" med den trapesformede utformingen av rotorbladet i området nær navet vil det innstille seg en bedre fordeling av luftstrømmen over hele sirkelflaten og dermed blir også virkningen på det ytre området av rotorbladet også økt noe. Tilsvarende yter derfor "lukkingen" av dette "smutthullet" et bidrag til høyere effektutbytte for rotorbladet ifølge oppfinnelsen.

Her ligger et annet svakhetspunkt i det någjeldende beregningsprogrammet, for dette betrakter også rotorbladet som grenser umiddelbart til "smutthullet" som et fullver-dig rotorbladavsnitt som på grunn av spesielle strømningsforhold (hyppige strømnings-brudd og en senere gjenopprettelse av de foreliggende strømningsforholdene) ikke kan være tilfelle.

Figurene 11 til 17 viser et vindenergianlegg ifølge oppfinnelsen forfra eller fra siden. Her fremgår det hvordan de tre rotorbladene i området nær navet uten avbrudd går over i den ytre utformingen av gondolen. Men dette gjelder bare for stillingen til rotorbladene dersom de befinner seg i nominell-vindstilling.

Når vinden så øker over nominell vind blir som vanlig rotorbladene gjennom pitching (pitchregulering) langsomt tatt ut av vinden, og figur 15 viser at det da absolutt er fremkommet en større avstand mellom den nedre kanten på rotorbladet i innerområdet og gondolen. Men figur 4 viser også at på yttersiden av gondolen er det utformet en struktur som i sitt tverrsnitt vidtgående tilsvarer profilen til rotorbladet i området nær navet og ved stilling av rotorbladet i en innstillingsvinkel ved nominell hastighet ligger direkte under rotorbladet, slik at det bare er dannet en liten spalte mellom strukturen og rotorbladet i området nær navet. Derfor omfatter også den ytre konturen av gondolen en del av rotorbladet som ikke er en integral bestanddel av rotorbladet.

For rotorbladprofilen vist i figur 18 er neseradius rundt 0,146 av profildybden. Som det fremgår av figur 18 er det på sugesiden utformet et lengre nærmest rettlinjet område. Dette kan eksempelvis beskrives som følger: i området 38 % til 100 % av profildybden er radius 1,19 ganger lengre enn lengden av profildybden. I området fra 40 % til 85 % av profildybden (se figur 18) utgjør radius omtrent 2,44 multiplisert med profildybden. I området fra 42 % til 45 % utgjør radius omtrent 5,56 av profildybden.

I området fra 36 % til 100 % av profildybden utgjør det maksimale avviket fra den ideelle rette linjen omtrent 0,012 av profillengden. Denne verdien er den målgivende verdien da krumningsradius varierer og den største krumningsradius allerede blir angitt i hvert av områdene.

I det viste eksemplet er lengden av sugesiden omtrent 1,124 lengden av profildybden, lengden av trykksiden. Dette betyr at sugesiden bare er uvesentlig lenger enn trykksiden. Det er derfor meget fordelaktig når forholdet sugesidelengden til trykkside-lengden er mindre enn 1,2, fortrinnsvis mindre enn 1,1 hhv. ligger i et område mellom 1 og 1,03.

Av den viste figuren fremgår det at rotorbladet har sin største profildybde direkte ved spinneren, altså på yttersiden av gondolen til vindenergianlegget. Slik kan eksempelvis for et vindenergianlegg med en rotordiameter på 30 m profildybden ved spinneren være omtrent 1,8 til 1,9, fortrinnsvis 1,84 m. Når spinneren så har en diameter på 3,2 m så er forholdet profildybde for rotorbladet ved spinneren mot spinnerdiameteren omtrent 0,575. Det er derfor meget fordelaktig når forholdet for profildybde til spinnerdiameteren er større enn en verdi på 0,4 hhv. ligger i et verdiområde mellom 0,5 og 1. Her kan enhver verdi fra det foran nevnte verdiområdet bli antatt. I det foran nevnte eksemplet er forholdet for profildybde til rotordiameter omtrent 0,061. Det er klart at "smutthullet" derfor må komme ut så lite som mulig når forholdet profildybde til rotordiameteren er større enn en verdi på 0,05 til 0,01, hvor verdien i eksemplet har vist seg som ytterst gunstig hva effektytelsen til rotorbladet angår.

Et annet eksempel er et rotorblad med profiltverrsnittet i den første tredjedelen som vist i figur 18, hvor profildybden ved spinneren er omtrent 4,35 m, spinnerdiameteren er 5,4 m og rotordiameteren samlet 71 m. Da ligger verdien profildybde til spinnerdiameter på 0,806 og forholdet profildybde til rotordiameter igjen på 0,061. De foran nevnte verdi-ene refererer seg til en trebladsrotor med pitchregulering.

Som beskrevet kan for rotorbladet ifølge oppfinnelsen det bredeste stedet (stedet med den største profildybden) på rotorbladet være utformet direkte i området ved bladtilkoplingen. Bladtilkoplingen er området hvor rotorbladet blir tilkoplet (forbundet, på-skrudd osv.). Ut over dette er den nedre kanten på rotorbladet, altså kanten som vender mot gondolen på vindenergianlegget, den ytre konturen på gondolen i lengderetningen vidtgående ført etter hhv. tilpasset. Dermed ligger det her et rotorblad, når det befinner seg i fanestilling (praktisk talt ikke noen flate innrettet mot vinden) parallelt med den nedre kanten som vender mot gondolen og avstanden mellom den nedre kanten og den ytre konturen på gondolen er minimal, fortrinnsvis mindre enn 50 cm eller enda bedre mindre enn 20 cm.

Blir nå dette rotorbladet stilt opp mot vinden så har det en maksimal stor flate også i det meget nære området av rotorbladet (smutthullet er meget lite). Det foran nevnte mot-holdet Erich Hau viser at rotorbladet ved teknikkens stand i området nær navet avtar regelmessig (rotorbladene er der mindre brede enn på sitt bredeste sted) og omvendt er det for rotorbladet ifølge oppfinnelsen det bredeste stedet nettopp i området nær navet, slik at også vindpotensialet der kan bli utnyttet best mulig.

Som kjent gir nettopp med meget store rotorblader i området nær navet en meget stor rotorbladbredde. For at også en transport av slike rotorblader skal være mulig (bredden på rotorbladet i området nær navet kan for store rotorblader, altså rotorblader som er lenger enn 30 m, absolutt være 5 til 8 m), kan rotorbladet være utformet i to deler, hvor de to delene under transporten er delt og kan bli satt sammen etter transporten. Til dette blir begge delene ved installasjonen på vindenergianlegget forbundet med hverandre, eksem pelvis med skrueforbindelser og uoppløselige forbindelser (sammenklebet). Dette er spesielt med store rotorblader ikke noe problem da rotorbladene på grunn av sin størrelse også kan er tilgjengelige innenfra for sammenføyningen, slik at det på yttersiden frem-kommer et enhetlig rotorblad og skillelinjer på de sammensatte delene så vidt eller slett ikke er synlig.

Med rotorbladdesignen ifølge oppfinnelsen kan - som de første målingene viser - virkningsgraden i forhold til de nåværende rotorbladene bli tydelig økt.

Som det fremgår av figurene 1 til 17 er for et vindenergianlegg 1 ifølge oppfinnelsen rotorbladene utformet slik at de har sin største profildybde i området nær navet og dessuten er rotorbladene langs hele profilen i området nær navet rykket meget nær gondoldekslet (spinneren) på maskinhuset til vindenergianlegget. Dermed blir det i det minste for stillingen hvor rotorbladet inntar en vinkel som blir antatt ved vindhastigheter inntil nominellvindområdet, en meget liten avstand til gondoldekslet. Mens rotorbladene som eksempel vist på figurene 1, 2 og 3 har rykket meget nær ytterkledningen på gondolen også med sin bakre profildel, er ytterkledningen på gondolen med en alternativ utforming, slik den eksempelvis er vist i figurene 11 til 17, også forsynt med en rotorbladdel 30, men som ikke er en integral bestanddel av hele rotorbladet. Slik fremgår det spesielt godt av figurene 15 og 17 at rotorbladdelen utformet på gondolyttersiden står fast der og er anordnet i en vinkel som tilsvarer vinkelstillingen til et rotorblad inntil nominell vindhastighet, slik at det i det minste ved vindhastigheter inntil nominellvind er en minimal spalte mellom underkanten på rotorbladet og gondolen også i det bakre profildybde-området.

Også av figur 19 fremgår det godt at gjennom utformingen av rotorbladene i rotor-sentrum ifølge oppfinnelsen bare er et ganske lite "smutthull" for vinden. Figur 19 viser snittet av et rotorblad ifølge oppfinnelsen langs linjen A-A i figur 17, altså profilen til rotorbladet i området nær navet. Figur 17 omfatter også en angivelse som skal bli forstått som diameteren D for spinneren.

Rotordiameteren blir beskrevet gjennom diameteren til sirkelflaten som blir beskrevet av rotoren ved omdreining.

Som det fremgår av figur 15 og andre figurer er delen 30 på rotorbladet, som ikke er integral bestanddel av det dreibare rotorbladet, integral bestanddel av ytterkledningen til gondolen. Delen kan være skrudd på gondolen eller også forbundet eller klebet på gondolen i ett stykke.

Claims (18)

1. Vindenergianlegg med minst et rotorblad som er anbrakt på et rotornav og har et navdeksel,karakterisert vedat det på yttersiden av navdekslet er utformet et rotorblad som er fast forbundet med navdekslet, men er ikke en integrert bestanddel av rotorbladet til vindenergianlegget.

2. Vindenergianlegg ifølge krav 1,karakterisert vedat rotorbladet har et tykkelsestillegg omtrent i området fra 15 % til 40 %, fortrinnsvis i området fra omtrent 23 % til 28 % og hvor den største profiltykkelsen er omtrent 20 % til 45 %, fortrinnsvis omtrent 32 % til 36 %.

3. Vindenergianlegg ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat tverrsnittet av rotorbladet er beskrevet gjennom en skjelletlinje hvor den største hvelvingen ligger i et område fra 50° til 70°, fortrinnsvis omtrent i området fra 60° til 65°.

4. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat den største hvelvingen måler omtrent 3 % til 10 %, fortrinnsvis omtrent 4 % til 7 %.

5. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat tverrsnittet fortrinnsvis er utformet i den nedre tredjedelen av rotorbladet som slutter seg til rotorbladtilkoplingen.

6. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat rotorbladet har en trykkside og en sugeside, hvor trykksiden har en del med en konkav krumning og at det på sugesiden er utformet et tilnærmet rettlinjet avsnitt.

7. Vindenergianlegg ifølge krav 6,karakterisert vedat profilen til rotorbladdelen som er utformet på navdekslet i alt vesentlig tilsvarer profilen til rotorbladet i området nær navet.

8. Vindenergianlegg ifølge krav 7,karakterisert vedat delen av rotorbladet som er utformet på navdekslet står fast og i alt vesentlig er rettet inn slik at den ved stilling av rotorbladet ved nominelle vindhastigheter under den nominelle vindhastigheten ligger direkte under området på rotorbladet i nærheten av navet.

9. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav, hvor vindenergianlegget har en rotor som holder minst et rotorblad som i området ved rotorbladnavet har sin største profildybde, hvor forholdet profildybde til rotordiameter antar verdien som ligger i området fra omtrent 0,04 til 0,1, fortrinnsvis har en verdi på omtrent 0,055 til 0,7, f.eks. 0,061.

10. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat vindenergianlegget har et maskinhus som omfatter en generator og en rotor forbundet med generatoren, hvor rotoren omfatter minst to rotorblader, hvor rotoren har et nav som er forsynt med et deksel (spinner), hvor forholdet for profildybden til et rotorblad til diameteren på spinneren har en verdi som er større enn 0,4, fortrinnsvis ligger i et verdiområde mellom 0,5 og 1.

11. Vindenergianlegg, ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedvindenergianlegget har en rotor som fortrinnsvis har mer enn et rotorblad, hvor rotorbladet har en aerodynamisk optimalform mer eller mindre tilnærmet trapesform og rotorbladet har sin største bredde i området ved rotorbladroten og kanten på rotorbladroten som vender mot gondolen på vindenergianlegget er utformet slik at forløpet til kanten i alt vesentlig er tilpasset den ytre konturen til gondolen i lengderetningen.

12. Vindenergianlegg ifølge krav 11,karakterisert vedat den nedre kanten på rotorbladet som vender mot gondolen i rotområdet ved omstilling av rotorbladet til fanestilling ligger tilnærmet parallelt med den ytre konturen til gondolen.

13. Vindenergianlegg ifølge krav 12,karakterisert vedat avstanden fra den nedre kanten på rotorbladet som vender mot gondolen og den ytre konturen på gondolen i fanestilling er mindre enn 50 cm, fortrinnsvis mindre enn 20 cm.

14. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat rotorbladet i rotområdet er bikket ut av hovedbladplanet.

15. Vindenergianlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat rotorbladet i rotområdet er utformet todelt, hvorved en skillelinje er utformet rettet i rotorbladets lengderetning.

16. Vindenergianlegg ifølge krav 15,karakterisert vedat de to delene av rotorbladet blir satt sammen først kort før installasjonen av rotorbladet i vindenergianlegget.

17. Vindenergianlegg ifølge krav 16 og 17,karakterisert vedat delene til rotorbladet er adskilt under transporten av rotorbladet.

18. Vindenergianlegg, ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat vindenergianlegget minst har ett rotorblad som er kjennetegnet ved en sugeside og en trykkside, hvor forholdet mellom lengden av sugesiden og lengden av trykksiden er mindre enn en verdi på 1,2, fortrinnsvis mindre enn 1,1 og spesielt ligger i et verdiområde mellom 1 og 1,03.