AT514170B1 - Antriebsstrang einer Energiegewinnungsanlage und Verfahren zum Regeln - Google Patents

Abstract

Bei einem Verfahren und einer Vorrichtung zum Regeln des Betriebes eines Antriebsstrangs einer Energiegewinnungsanlage mit einer mit einem Netz (10, 19, 28) verbundenen elektrischen Maschine (6, 16, 24), die mittels eines Frequenzumrichters (7, 8; 17; 25) mit einem Gleichstromzwischenkreis und gegebenenfalls eines Transformators (9, 18, 27) an ein Stromnetz (10, 19, 28) angeschlossen ist, ist die Bremse (20) eine elektrodynamische Bremse, die während des Bremsvorganges aus dem Gleichstromzwischenkreis des Frequenzumrichters (7, 8; 17; 25) mit Strom versorgt wird.

Description

Beschreibung [0001] Die Erfindung betrifft einen Antriebsstrang einer Energiegewinnungsanlage und einVerfahren zum Regeln des Betriebes eines Antriebsstrangs einer Energiegewinnungsanlage.

[0002] Ein derartiger Antriebsstrang und ein derartiges Verfahren sind beispielsweise aus derWO 2010/108207 A und AT 508 155 A bekannt.

[0003] Die technische Entwicklung im Bereich Windkraftanlagen führt u.a. zu immer größerenRotordurchmessem und Turmhöhen. Damit verursachen große Leistungsschwankungen durchz.B. Netzfehler oder starke Windböen eine entsprechend große Auslenkung am Turm, waswiederum zu hohen Belastungen an der Anlage führt. Aus diesem Grund werden z.B. Wind¬kraftanlagen, welche zur Realisierung einer variablen Rotordrehzahl meist Drehstromgenerato¬ren in Kombination mit Vollumrichtern einsetzen, mit großen Widerständen über sogenannteChopper mit dem Gleichstromzwischenkreis eines Vollumrichters verbunden, damit bei sponta¬nem Verlust der Last (z.B. bei Netzfehler) die Last am Rotor aufrecht erhalten und damit eineschnelle Verstellung der Rotorblätter vermieden werden kann. Eine schnelle Verstellung derRotorblätter wäre bei plötzlichem Lastverlust notwendig, um eine Überdrehzahl des Rotors zuvermeiden, würde jedoch zu einer entsprechend großen Änderung des Rotorschubes führenund damit den Turm stark belasten. Dieses Problem wird umso größer, je höher der Turm ist.

[0004] Ähnliche Probleme können auch bei z.B. Wasserkraftanlagen auftreten, indem z.B. beilänger andauernden Netzfehlern die Turbine aufgrund fehlender Last in Überdrehzahl geht, wasu.U. eine Beschädigung derselben hervorrufen würde. Ebenso gibt es auch für Antriebe fürindustrielle Anwendungen Betriebszustände, bei denen bei z.B. Netzausfall für einen kurzenZeitraum ein an- bzw. abtriebsseitiges Bremsmoment erforderlich ist, um das System in einensicheren Zustand zu bringen.

[0005] Die Zeitdauer zur Erkennung des Fehlers bis zum Stillstand der Anlage oder bis zumEnde des Netzfehlers kann bis zu mehreren Sekunden dauern, womit eine entsprechend großeDimensionierung der oben erwähnten Widerstände erforderlich ist.

[0006] Die für Anlagen mit Vollumrichtern beschriebene Methode kann jedoch nicht mit klassi¬schen Differenzialsystemen realisiert werden, da in diesen Fällen der Generator direkt mit demNetz verbunden ist. Gleiches gilt u.a. auch für sogenannte doppeltgespeiste Drehstrommaschi¬nen. Aufgabe der Erfindung ist es daher, dieses Problem zu lösen.

[0007] Gelöst wird diese Aufgabe mit einem Antriebsstrang mit den Merkmalen des Anspruchs1.

[0008] Gelöst wird diese Aufgabe des Weiteren mit einem Verfahren mit den Merkmalen desAnspruchs 18.

[0009] Indem hinter dem Rotor der Energiegewinnungsanlage bzw. der industriellen Arbeitsma¬schine eine Bremse angebracht wird, deren Leistung für die Erregung einem Gleichstromzwi¬schenkreis des Frequenzumrichters entnommen wird und die ein bremsendes Drehmoment inden Triebstrang einbringen kann, kann bei z.B. Windkraf tan lagen das Pitchsystem verzögertreagieren, was zu einer entsprechend langsamen Änderung im Schub der Anlage führt undsomit die Belastung insbesondere des Turmes bzw. der Tragwerkstruktur möglichst klein gehal¬ten wird.

[0010] In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist die Bremse eine Betriebsbrem¬se und im Antriebsstrang ist zusätzlich eine Notbremse angeordnet. Mit der Bremse als Be¬triebsbremse kann damit auch die wiederholte Betätigung der in der Regel hierfür nicht dimen¬sionierten Notbremse, insbesondere bei häufigen Netzfehlern, vermieden werden.

[0011] Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche.

[0012] Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung mit Bezug auf dieangeschlossenen Zeichnungen erläutert. Es zeigt: [0013] Fig. 1 den Triebstrang einer Windkraftanlage mit permanentmagneterregtem Synchron¬ generator, Vollumrichter und Zwischenkreis-Chopper mit Widerstand gemäßStand der Technik, [0014] Fig. 2 den Triebstrang einer Windkraftanlage mit einem Differenzial-Antrieb, [0015] Fig. 3 eine Ausführungsform der Erfindung, bei der eine Bremse mit einem Gleich- stromzwischenkreis des Differenzial-Antriebs verbunden ist, [0016] Fig. 4 eine weitere Ausführungsform der Erfindung, bei der die Bremse an einen

Gleichstromzwischenkreis eines Frequenzumrichters einer doppeltgespeistenDrehstrommaschine angeschlossen ist, [0017] Fig. 5 eine dritte Ausführungsform der Erfindung, bei der die Bremse an einen Gleich¬ stromzwischenkreis eines Frequenzumrichters einer permanentmagneterregtenSynchronmaschine angeschlossen ist, [0018] Fig. 6 eine realisierbare Kennlinie für ein Betriebsbremssystem gemäß der Erfindung und [0019] Fig. 7 eine erfindungsgemäße Kennlinie für e n Betriebsbremssystem im Vergleich zu einer typischen Drehmomentkennlinie einer Windkraftanlage.

[0020] Die Leistung des Rotors e ner Windkraftanlage errechnet sich aus der FormelRotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Luftdichte/2 * Windgeschwindigkeit3 [0021] wobei der Leistungsbeiwert abhängig von der Schnelllaufzahl (= Verhältnis Blattspitzen-Geschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) des Rotors der Windkraftanlage ist. Der Rotor einerWindkraftanlage ist für einen optimalen Leistungsbeiwert basierend auf einer im Zuge der Ent¬wicklung festzulegenden Schnelllaufzahl (meist ein Wert zwischen 7 und 9) ausgelegt. Ausdiesem Grund ist beim Betrieb der Windkraftanlage im Teillastbereich eine entsprechend kleineDrehzahl einzustellen, um einen optimalen aerodynamischen Wirkungsgrad zu gewährleisten.

[0022] Die Leistungsaufnahme der Anlage ist gemäß obiger Formel proportional der drittenPotenz der Windgeschwindigkeit. Der auf die Anlage wirkende Schub ist proportional demQuadrat der Windgeschwindigkeit. Beides hängt jedoch u.a. auch noch vom eingestellten Ro¬tor-Blattwinkel ab. Demzufolge gehen Schub und Leistung gegen Null, sobald die Rotorblätter nRichtung Segelstellung verstellt werden.

[0023] Fig. 1 zeigt eine Lösung zur Realisierung der variablen Drehzahl gemäß Stand derTechnik. Der Rotor 1 der Windkraftanlage ist im Maschinenrahmen mit einer Rotorlagerung 2gelagert. Der Rotor 1 ist in den meisten Fällen ein sogenannter Dreiblattrotor mit großteils indi¬viduell verstellbaren Rotorblättern. Durch Verstellung der Rotorblätter wird die Leistungsauf¬nahme des Antriebsstranges der Anlage geregelt, bzw. kann diese durch Verstellung der Ro¬torblätter in Richtung Segelstellung möglichst belastungsfrei abgestellt werden. Um die Anlagesicher abstellen zu können, werden die Rotorblätter meist einzeln verstellt, wodurch eine gefor¬derte Redundanz entsteht und damit die Rotorblattverstellung auch als Notbremse dient.

[0024] In weiterer Folge treibt der Rotor 1 das Hauptgetriebe 3 an. Dieses Hauptgetriebe 3besteht meist aus zwei Planeten- und einer Stirnradstufe. Hier gibt es jedoch in Bezug aufAnzahl und Art der Getriebestufen eine Vielzahl von Varianten. Die schnelllaufende Seite desHauptgetriebes ist meist mittels einer Kupplung 5 mit dem Generator 6, z.B. einer permanent¬magneterregten Niederspannungs-Synchronmaschine, verbunden. Aus Sicherheitsgründen gibtes ergänzend bzw. alternativ zur Rotorblattverstellung eine Notbremse 4, die in den meistenFällen zwischen dem Hauptgetriebe 3 und dem Generator 6 angeordnet ist und welche auchnur als Festhaltebremse (z.B. für Wartungsarbeiten) ausgeführt sein kann. Die Notbremse 4 istmeist eine kraftschlüssige Vorrichtung, z.B. eine Scheibenbremse, kann aber auch als form¬schlüssige Vorrichtung, z.B. als Rotor-Arretierung, ausgeführt sein. Darüber hinaus kann dieNotbremse 4 auch zwischen dem Rotor 1 und dem Hauptgetriebe 3 oder vor oder hinter demGenerator 6 positioniert sein. Hauptfunktion dieser Notbremse 4 ist, die Anlage bei Auftreten eines Fehlers oder zum Schutz von Personen, vorzugsweise in Kombination mit der oben er¬wähnten Rotorblattverstellung, sicher zum Stillstand zu bringen. Damit ist die Notbremse 4 eineautarke Schutzeinrichtung, welche (basierend auf den gültigen Normen) meist keine weiterenBetriebs-Funktionen übernehmen darf. Die zeichnerisch nicht dargestellte Rotorblattverstellungkann theoretisch auch alleine die Funktion der Notbremse 4 erfüllen, die in diesem Fall nichterforderlich wäre. Der Generator 6 ist über einen Frequenzumrichter mit einem Gleichrichter 7und einem Wechselrichter 8 und einen Transformator 9 an das Mittelspannungsnetz 10 ange¬schlossen. Mit dem den Gleichrichter 7 und den Wechselrichter 8 verbindenden Gleichstrom-zwischenkreis ist ein sogenannter Chopper 12 mit einem Widerstand 11 verbunden.

[0025] In den Beispielen der Fig. 1 bis 3 sind der Rotor 1 mit einer Rotorlagerung 2, das Haupt¬getriebe 3, eine Notbremse 4, die Kupplung 5 und der Generator 6 die wesentlichen Bestandtei¬le eines sogenannten Triebstranges. Bei Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Meeresströ¬mungen, Wasserkraftturbinen, bzw. industriellen Arbeitsmaschinen oder Pumpen kann derTriebstrang ähnlich aufgebaut sein, muss aber z.B. Komponenten wie das Hauptgetriebe 3nicht aufweisen bzw. kann andere Komponenten aufweisen.

[0026] Aufgrund eines Fehlers im Triebstrang, oder bei einem betriebsbedingten Schnell- oderNot-Stop der Anlage oder bei einem Netzfehler bzw. -ausfall kann der Generator 6 keine Leis¬tung mehr abnehmen und es kommt zu einem Leistungseinbruch. Damit würde das den Rotor 1antreibende Drehmoment den Triebstrang der Anlage in Überdrehzahl bringen. Um für dieAnlage schädigende Drehzahlen zu verhindern, könnte man theoretisch die Notbremse 4, wel¬che in den meisten Fällen als Scheibenbremse ausgeführt ist, aktivieren. Im Falle eines schwa¬chen Netzes 10 fällt dieses jedoch oft aus, was in jedem Fall auch zu einem Leistungseinbruchführt. Aus sicherheitstechnischen Gründen ist daher für diesen wiederkehrenden Betriebszu¬stand der Einsatz der Notbremse 4 nicht zulässig. Daher wird bei Anlagen gemäß Stand derTechnik die Überdrehzahl durch schnelles Verstellen der Rotorblätter verhindert, wodurch e neAktivierung der Notbremse 4 vermieden werden kann. Ein wesentlicher Nachteil dieser Methodeist, dass sich dadurch auch der auf die Anlage wirkende Schub entsprechend rasch reduziert,was vor allem zu einer hohen Belastung des Turmes der Anlage führt. Ein weitere Nachteilwäre, dass es bei kurzzeitigem Netzausfall, das ist ein Netzausfall mit kurzfristig wiederkehren¬der Nennspannung - kurz LVRT genannt, relativ lange dauern kann, bis die Anlage wieder aufdas vor Auftreten dieses Netzfehlers produzierte Leistungsniveau kommt, da die Rotorblattver¬stellung wieder in die ursprüngliche Arbeitsposition zurückkehren muss, was mitunter längerdauert als dies durch die geltenden Netz-Einspeisevorschriften gefordert wird.

[0027] Aus diesem Grund werden mittlerweile bei Anlagen gemäß Stand der Technik derChopper 12 und der Widerstand 11 so dimensioniert, dass diese die Nennleistung der Anlagefür mehrere Sekunden aufnehmen und in Wärme umwandeln können. Der sich dadurch erge¬bende Vorteil ist, dass das Drehmoment am Triebstrang vorerst aufrecht erhalten werden kannund damit keine schnelle Rotorblattverstellung erforderlich ist, wodurch sich auch der auf dieAnlage wirkende Schub nicht schlagartig verändert. Darüber hinaus kann bei Netzwiederkehrdie ins Netz abgegebene Leistung schnell wieder hochgeregelt werden, da dann augenblicklichder Wechselrichter 8 wieder Leistung ins Netz abgeben kann, während der Chopper gleichzeitigdie in die Widerstände abgegebene Energie zurückregelt. Im Idealfall bleibt damit das am An¬triebsstrang anstehende Drehmoment während eines kurzzeitigen Netzspannungseinbrucheskonstant.

[0028] Fig. 2 zeigt eine erfindungsgemäße Ausführungsform einer Windkraftanlage mit elektro¬mechanischem Differenzial-Antrieb. Der Antriebsstrang der Windkraftanlage beginnt auch hiergrundsätzlich beim Rotor 1 mit dessen Rotorblättern und endet mit dem Generator 13. Ebenfallstreibt auch hier der Rotor 1 das Hauptgetriebe 3 und in weiterer Folge den Planetenträger desDifferenzialgetriebes 14 an. Der Generator 13 ist mit dem Hohlrad des Differenzialgetriebes 14verbunden und dessen Ritzel mit dem Differenzial-Antrieb 16. Das Differenz algetriebe 14 ist indem gezeigten Beispiel 1-stufig und der Differenzial-Antrieb 16 ist in koaxialer Anordnung so¬wohl zur Abtriebswelle des Hauptgetriebes 3, als auch zur Antriebswelle des Generators 13. Inder gezeigten Ausführungsform ist beim Generator 13 eine Hohlwelle vorgesehen, welche erlaubt, dass der Differenzial-Antrieb 16 an der dem Differenzialgetriebe 14 abgewandten Seitedes Generators 13 positioniert wird. Dadurch ist die Differenzialstufe vorzugsweise eine separa¬te, an den Generator 13 angebundene Baugruppe, welche dann vorzugsweise über eine Not¬bremse 4 und eine Kupplung 5 mit dem Hauptgetriebe 3 verbunden ist. Für die Notbremse 4 giltsinngemäß Gleiches wie schon in den Erläuterungen zu Fig. 1 ausgeführt. Die Verbindungswel¬le 15 zwischen Differenzialgetriebe 14 und Differenzial-Antrieb 16 wird vorzugsweise in einerbesonders massenträgheitsmomentarmen Variante als z B Faserverbund-Welle mit Glasfaseroder Kohlefaser oder einer Kombination aus beiden Materialien, bei der unterschiedliche Ab¬schnitte der Welle unterschiedliche Werkstoffe aufweisen, ausgeführt. Der Differenzial-Antrieb16 ist mittels eines Frequenzumrichters 17 und eines Transformators 18 an das Mittelspan¬nungsnetz 19 angebunden. Wesentlicher Vorteil dieses Konzeptes ist, dass der Generator 13,vorzugsweise ein fremderregter Mittelspannungs-Synchrongenerator, direkt, das heißt ohneaufwändige Leistungselektronik, an das Mittelspannungsnetz 19 angebunden werden kann. DerAusgleich zwischen variabler Rotordrehzahl und fixer Generatordrehzahl wird durch den dreh¬zahlvariablen Differenzial-Antrieb 16 realisiert, welcher eine Leistung von vorzugsweise ca. 15%der Anlagen-Gesamtleistung hat.

[0029] Die Drehmomentgleichung für den Differenzial-Antrieb lautet:

DrehmomentDifferenziai-Antneb = DrehmomentROtor * y / x, [0030] wobei der Größenfaktor y/x ein Maß für die Übersetzungsverhältnisse im Hauptgetriebe3 bzw. im Differenzialgetriebe 14 ist. Das Drehmoment im Differenzial-Antrieb 16 ist immerproportional zum Drehmoment im gesamten Antriebsstrang.

[0031] Ein Nachteil dieses Konzeptes im Gegensatz zum Anlagenkonzept gemäß Fig. 1 istjedoch, dass bei z.B. Netzausfall oder LVRT der Generator 13 keine Leistung mehr ins Netz 19einspeisen kann. Damit würde das anstehende Drehmoment den Rotor 1 bzw. den Antriebs¬strang der Anlage in Überdrehzahl bringen, sofern nicht das Rotorblatt-Verstellsystem umge¬hend und schnell reagiert.

[0032] Um diesen Nachteil zu überwinden ist zwischen dem Hauptgetriebe 3 und dem Differen¬zialgetriebe 14 eine Betriebsbremse 20 eingebaut. Im dargestellten Beispiel liegt diese zwi¬schen der Notbremse 4 und der Kupplung 5, sie kann jedoch wahlweise grundsätzlich überallim Antriebsstrang positioniert sein. Der Vorteil bei der Positionierung zwischen dem Hauptge¬triebe 3 und dem Differenzialgetriebe 14 ist, dass hier das Bremsmoment auf die schnelllaufen¬de Welle des Getriebes wirkt und dadurch ein möglichst geringes Drehmoment ansteht. Dar¬über hinaus teilen sich die Bremskräfte entsprechend den Massenträgheitsmomenten auf, wasbewirkt, dass e n Großteil des Bremsmomentes über das Hauptgetriebe 3 auf den Rotor 1 wirkt.Damit erfahren der Generator 13 und der Differenzial-Antrieb 16 durch den Bremsvorgang einemöglichst kleine Drehmomentbelastung. Dies ist nicht der Fall, wenn die Betriebsbremse z.B.mit der Rotorwelle des Generators 13 verbunden ist und der Differenzial-Antrieb 16 damit ge¬gen das durch eine Betriebsbremse 20 eingebrachte Bremsmoment halten muss. Erfindungs¬gemäß soll diese Variante, die schematisch in Fig. 3 dargestellt ist, aber nicht ausgeschlossenwerden. Der Zweck der Betriebsbremse 20 ist vergleichbar mit dem des Choppers 12 und desWiderstandes 11 aus Fig. 1, nämlich, dass diese d e Nennleistung der Anlage für mehrereSekunden zur Gänze oder sofern ausreichend auch nur teilweise aufnehmen und in Wärmeumwandeln kann. Der sich dadurch ergebende Vorteil ist auch hier, dass ein Drehmoment amTriebstrang vorerst aufrecht erhalten werden kann und damit keine schnelle Rotorblattverstel¬lung erforderlich ist, wodurch sich auch der auf die Anlage wirkende Schub nicht schlagartigverändert.

[0033] Im Anlassfall defektiert die Anlagensteuerung zuerst, ob es sich um einen Netzausfalloder einen zeitlich kurzen Netzfehler (ein sogenannter LVRT-Fehler) handelt, bei dem die Anla¬ge am Netz bleiben soll oder muss. Dies nimmt abhängig von den technischen Netz-Einspeisebedingungen einen Zeitraum von ca. 0,5 bis 3 Sekunden in Anspruch, währenddes¬sen idealerweise die Rotorblätter nicht wesentlich verstellt werden. Damit kann bei plötzlicherWiederkehr des Netzes sehr schnell die ins Netz abzugebende Leistung hochgeregelt werden, indem die durch die Betriebsbremse 20 "vernichtete" Leistung entsprechend rasch reduziertwird. Idealerweise ist die Betriebsbremse 20 so zu regeln, dass das aus dem Antriebsstrang aufden Rotor 1 wirkende Drehmoment über diesen Zeitraum im Wesentlichen konstant bleibt oderzumindest so hoch ist, dass eine Überdrehzahl des Rotors 1 verhindert wird. Dies funktioniertviel schneller, als dies durch Verstellen der Rotorblätter realisierbar wäre. Ist dies nicht der Fallund es liegt e n anderer Fehler vor, so kann die Anlage langsam abschalten. Ein solcher Ab¬schaltvorgang kann beispielsweise bis zu 15 Sekunden dauern, während dessen entsprechendgroße Energiemengen abgeführt, z.B. in Wärme umgewandelt, werden müssen. Dabei wird dasaus dem Antriebsstrang auf den Rotor 1 wirkende Drehmoment nach vorzugsweise höchstens 7Sekunden, dealerweise jedoch, um die thermische Belastung zu begrenzen, schon nach ca. 3bis 5 Sekunden entsprechend gegen Null geregelt.

[0034] Zusammenfassend ist festzuhalten, dass die Flauptfunktion der Betriebsbremse 20 inder Begrenzung der Rotordrehzahl und/oder der Generatordrehzahl besteht, da damit einschnelles Verstellen der Rotorblätter großteils nicht mehr erforderlich ist. Im Gegensatz dazuzielt die Notbremse 4 auf eine Stillsetzung (Rotor-Drehzahl in etwa 0 min-1) der Anlage ab.

[0035] Bei einem elektrodynamischen Retarder als Betriebsbremse 20, z.B. einer Wirbelstrom¬bremse, sind z.B. zwei Stahlscheiben (Rotoren), die nicht magnetisiert sind, mit dem Antriebs¬strang verbunden. Dazwischen liegt der Stator mit elektrischen Spulen. Wenn durch Aktivierungdes Retarders Strom eingesteuert wird, werden Magnetfelder erzeugt, die durch die Rotorengeschlossen werden. Die gegenläufigen Magnetfelder erzeugen dann die Bremswirkung. Dieentstandene Wärme wird z.B. durch innenbelüftete Rotorscheiben wieder abgegeben.

[0036] Ein wesentlicher Vorteil eines Retarders als Betriebsbremse 20 ist dessen Verschlei߬freiheit und gute Regelbarkeit. So kann das Bremsmoment abhängig vom Betriebszustand derAnlage, bzw. über den Verlauf eines Bremsmanövers verstellt bzw. optimiert werden. DasDrehmoment im Retarder wird dabei vorzugsweise so geregelt, dass bei Netzwiederkehr dievom Generator 13 ins Netz 19 eingespeiste Leistung zumindest den minimalen Anforderungender vorgeschriebenen Netz- Einspeisebedingungen entspricht.

[0037] Fig. 3 zeigt einen Differenzial-Antrieb gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfin¬dung. Im gezeigten Beispiel ist die Betriebsbremse 20 mit der Rotorwelle des Generators 13verbunden. Die Betriebsbremse 20 ist hierbei als elektrodynamischer Retarder ausgeführt. D eLeistung für die Erregung der Betriebsbremse 20 wird einem Gleichstromzwischenkreis desFrequenzumrichters 17 entnommen. Damit wirkt der Differenzial-Antrieb 16 zusätzlich alsBremse. Mittels einer steuerbaren Halbleiter-Brücke 21, vorzugsweise IGBT-basierend, kannder Erregerstrom für den Retarder 20 entsprechend dem erforderlichen Bremsmoment geregeltwerden. Das erforderliche Bremsmoment für die Betriebsbremse 20 hängt von der Betriebsfüh¬rung der Anlage ab. Bei Windkraftanlagen kann dies gemäß der Beschreibung zu Fig. 2 bis ca.die Höhe des Nenn-Drehmomentes des Triebstranges erreichen, kann bei Bedarf aber auchhöher sein. Bei optimaler Abstimmung zwischen der Rotorblattverstellung, der erlaubten Über¬drehzahl für die Komponenten des Triebstrangs und dem Bremsmoment der Betriebsbremsekann das erforderliche Bremsmoment für die Betriebsbremse 20 jedoch auch wesentlich gerin¬ger sein.

[0038] Das auf den Triebstrang wirkende Bremsmoment verteilt sich auf die Rotorwelle desGenerators 13 und den Differenzial-Antrieb 16 entsprechend der Übersetzung des Differenzial¬getriebes 14. Bei einem Übersetzungsverhältnis von z.B. 5 erhöht sich das auf den Triebstrangwirkende Bremsmoment, im Vergleich zu einem wie in Fig. 3 positionieren Retarder, um ca.20%.

[0039] Darüber hinaus ist das in Fig. 3 dargestellte System sehr gut regelbar. Der Frequenzum¬richter 17 kann erfindungsgemäß wie in der WO 2010/121783 A oder der WO 2013/020148 Abeschrieben ausgeführt sein und betrieben werden und einen elektrischen Energiespeicherbzw. einen Chopper mit einem Widerstand m Zwischenkreis aufweisen. Damit ist auch die fürdie Erregung des elektrodynamischen Retarders 20 notwendige Energie jederzeit verfügbar,was den Einsatz der Betriebsbremse 20 unabhängig vom Zustand des Netzes 19 ermöglicht.

[0040] Aufgabe der Regelung ist dabei, eine Überdrehzahl des Triebstranges zu verhindern,wobei gleichzeitig, z.B. im LVRT-Fall, die Drehzahl bzw. der Phasenwinkel des Generators 13konstant gehalten werden kann. D.h. der Differenzial-Antrieb 16 und der damit verbundeneFrequenzumrichter 17 haben in dieser Ausführungsform erfindungsgemäß zwei Funktionen zuerfüllen. Erstens die Versorgung der Betriebsbremse 20 mit Erregerstrom aus dem Gleich-stromzwischenkreis des Frequenzumrichters 17 und zweitens die Regelung der Drehzahl desGenerators 13, um bei Netzwiederkehr im Wesentlichen phasengleich mit dem Netz 19 zu sein.

[0041] Die Betriebsbremse 20 kann alternativ auch an einen Gleichstromzwischenkreis einerdoppeltgespeisten Drehstrommaschine angeschlossen werden, wie in Fig. 4 dargestellt ist, undbei welcher der Rotor 23 des Generators 24 über einen Frequenzumrichter 25, jedoch derStator 26 des Generators 24 direkt oder mittels eines Transformators 27 mit dem Netz 28 ver¬bunden ist. Auch bei diesem Konzept kann im Gegensatz zum Anlagenkonzept gemäß Fig. 1bei z.B. Netzausfall oder LVRT der Generator 24 keine Leistung mehr ins Netz 28 einspeisen.Damit würde das anstehende Drehmoment den Rotor 1 bzw. den Antriebsstrang der Anlage inÜberdrehzahl bringen, sofern nicht das Rotorblatt-Verstellsystem umgehend und schnell rea¬giert, was wie erwähnt jedoch zu einer entsprechend großen Änderung des Rotorschubesführen und damit den Turm stark belasten würde. Um dies und eine separate Energieversor¬gung für die Betriebsbremse 20 zu vermeiden wird gemäß der Ausführungsform von Fig. 4 dieelektrische Leistung für die Erregung der Betriebsbremse 20 einem Gleichstromzwischenkreiseines Frequenzumrichters 25 für den Rotor 23 des Generators 24 entnommen, kann jedochalternativ an jede andere Form der Energieversorgung angeschlossen werden.

[0042] Erfindungsgemäß ist die Betriebsbremse 20 auch für Energiegewinnungsanlagen ge¬mäß Fig. 1 einsetzbar, wobei die Betriebsbremse 20 im Antriebsstrang insbesondere an einerWelle 22 zwischen dem Hauptgetriebe 3 und dem Generator 6 angeordnet sein kann. Wie Fig.5 bei einer derartigen Ausführungsform zeigt, kann die Betriebsbremse 20 an den Gleichstrom¬zwischenkreis zwischen dem Gleichrichter 7 und dem Wechselrichter 8 des Generators 6 ange¬schlossen werden, um die Energieversorgung der Betriebsbremse sicher zu stellen.

[0043] Fig. 6 zeigt eine typische Kennlinie eines elektrodynamischen Retarders. Durch spezifi¬sche Auslegung des Retarders kann dessen Auslegungs-Kennlinie den Anforderungen ange¬passt werden. Im Betrieb ist die Kennlinie für elektrodynamische Retarder durch Variation desErregerstroms veränderbar.

[0044] Beispielsweise wird die Kennlinie für die Betriebsbremse 20 so festgelegt, dass sie derDrehzahl/Drehmoment-Kennlinie der Anlage möglichst nahe kommt, wodurch z.B. bei Netzaus¬fall das Verhalten der Anlage gegenüber Normalbetrieb kaum verändert wird.

[0045] Bei einer Drehzahl gleich Null erzeugt der Retarder kein Bremsmoment.

[0046] Da im Falle von Energiegewinnungsanlagen bei geringer Anlagendrehzahl auch nur eingeringes Drehmoment ansteht, entsteht dadurch jedoch kein anwendungsspezifischer Nachteil.

[0047] Dies zeigt Fig. 7. Die durchgängige Linie zeigt dabei eine typische Drehmoment/Dreh-zahl-Kennlinie für eine Windkraftanlage. Dabei beschreibt der Punkt mit 100% Drehzahl bzw.100% Drehmoment den Nennpunkt der Windkraftanlage. Um ca. 105% der Drehzahl pendeltsich die Anlage im Nennbetrieb bei vorzugsweise konstantem Drehmoment ein. Über einerDrehzahl von 110% nimmt das Drehmoment wieder ab, wobei dabei bis zu einer Drehzahl von115% die Anlage mit konstanter Leistung betrieben wird. Bei Überschreitung von 115% derDrehzahl wird die Anlage meist vom Netz genommen. Im Betriebsbereich unter dem Nenn¬punkt, wird versucht einer kubischen Kennlinie möglichst nahe zu kommen, wobei h er ausle¬gungsspezifische Drehzahlgrenzen einzuhalten sind.

[0048] Die strichlierte Linie ist die Kennlinie des Retarders, welche vorzugsweise eine kubischeLinie beschreibt. Im mittleren Betriebspunkt m Nennbetrieb der Anlage, welcher beispielweisebei ca. 105% der Drehzahl liegt, schneidet sich die Drehmomentlinie der Windkraftanlage mitder Kennlinie des Retarders.

[0049] In einer besonders einfachen Ausführungsvariante wird auf die Variation der Erregungdes Retarders verzichtet und die Kennlinie so gelegt, dass m Schnittpunkt der bei den Kennli¬nien ein Bremsmoment in der Höhe des Nenndrehmomentes der Anlage erreicht wird. Da derRotor der Windkraf tan läge, wenn die Rotorblattverstellung nicht aktiv ist, ebenfalls einer kubi¬schen Kennlinie folgt, wird die Anlage im Falle eines kurzzeitigen Netzausfalles durch die Be¬triebsbremse 20 ausreichend in Balance gehalten. Damit ist zwar die Wirkung nicht für alleBetriebsbereiche perfekt, da jedoch ein Leistungseinbruch im Betrieb der Anlage mit hoherLeistung eine besonders schädigende Auswirkung hat, ist diese Vereinfachung ein guter Kom¬promiss zwischen einerseits Verhalten der Anlage im Fehlerfall und andererseits Komplexitäteiner Betriebsbremse 20. Die in Fig. 6 dargestellte Drehmomentkennlinie der Betriebsbremse20 verläuft über einen Großteil des Betriebsbereiches annähernd im Bereich der Drehmoment¬kennlinie der Windkraftanlage. Durch exakte Regelung des Erregerstroms kann eine nochbessere Übereinstimmung der beiden Kennlinien erreicht werden - bis hin zu einer weitgehendexakten Überdeckung beider Kennlinien. Im Betrieb der Anlage wird sich die Drehzahl desAntriebsstranges jedoch ohnehin auf die Kennlinie der Betriebsbremse einpendeln und dadurcheine Überdrehzahl verhindert werden. Die bei Netzwiederkehr abzugebende Leistung, kanndann durch die Leistungsregelung der Anlage entsprechend den Anforderungen aus den Netz-Einspeisebedingungen bzw. den vorgegebenen Betriebsbedingungen geregelt werden.

[0050] In dem beschriebenen Ausführungsbeispiel ist die Arbeitsmaschine der Rotor einerWindkraftanlage. Anstelle dessen sind jedoch auch Rotoren zur Gewinnung von Energie ausMeeresströmungen, Wasserkraftturbinen, bzw. Pumpen einsetzbar. Darüber hinaus ist dieerfindungsgemäße Ausführung auch für industrielle Anwendungen anwendbar, um z.B. beieiner Systemstörung im Betriebsmodus bremsen zu können, um eine Überdrehzahl im Fehler¬fall zu verhindern.

Claims (22)

1. Patentansprüche 1. Antriebsstrang einer Energiegewinnungsanlage mit einem Differenzialgetriebe (14) mit dreiAn- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einemGenerator (13), vorzugsweise einer fremderregten Synchronmaschine, und ein zweiter An¬trieb mit einem Differenzial-Antrieb (16) verbunden ist, wobei der Differenzial-Antrieb (16)eine elektrische Maschine ist, die mittels eines Frequenzumrichters (17) mit einem Gleich-stromzwischenkreis und gegebenenfalls eines Transformators (18) an ein Stromnetz (19)angeschlossen ist und wobei der Antriebsstrang eine Bremse (20) aufweist, dadurch ge¬kennzeichnet, dass die Bremse (20) eine elektrodynamische Bremse ist, die an denGleichstromzwischenkreis des Frequenzumrichters (17) angeschlossen ist.
2. 2. Antriebsstrang einer Energiegewinnungsanlage mit einem Generator (6, 24), der mittelseines Frequenzumrichters (7, 8; 25) mit einem Gleichstromzwischenkreis und gegebenen¬falls eines Transformators (9, 27) an ein Stromnetz (10, 28) angeschlossen ist und wobeider Antriebsstrang eine Bremse (20) aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (20) eine elektrodynamische Bremse ist, die an den Gleichstromzwischenkreis des Gene¬rators (6, 24) angeschlossen ist.
3. 3. Antriebsstrang nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator (24) einedoppeltgespeiste Drehstrommaschine ist und dass die Bremse (20) an den Gleichstrom¬zwischenkreis des Frequenzumrichters (25) eines Rotors (23) des Generators (24) ange¬schlossen ist.
4. 4. Antriebsstrang nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator (6) einepermanentmagneterregte Synchronmaschine ist und dass die Bremse (20) an den Gleich¬stromzwischenkreis des Frequenzumrichters (7, 8) des Generators (6) angeschlossen ist.
5. 5. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass derGleichstromzwischenkreis einen elektrischen Energiespeicher z.B. einen Kondensator,und/oder einen Chopper 12 mit einem Widerstand 11 aufweist.
6. 6. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass dieBremse (20) eine Betriebsbremse ist und im Antriebsstrang zusätzlich eine Notbremse (4)angeordnet ist.
7. 7. Antriebsstrang nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (20) imAntriebsstrang vor dem Differenzialgetriebe (14) angeordnet ist.
8. 8. Antriebsstrang nach Anspruch 1 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass im Antriebsstrangvor dem Differenzialgetriebe (14) ein Hauptgetriebe (3) angeordnet ist und dass die Brem¬se (20) zwischen dem Hauptgetriebe (3) und dem Differenzialgetriebe (14) angeordnet ist.
9. 9. Antriebsstrang nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (20) imAntriebsstrang hinter dem Differenzialgetriebe (14) angeordnet ist.
10. 10. Antriebsstrang nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (20) imAntriebsstrang zwischen dem Differenzialgetriebe (14) und dem Generator (13) angeordnetist.
11. 11. Antriebsstrang nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (20) imAntriebsstrang auf der vom Differenzialgetriebe (14) abgewandten Seite des Generators (13) angeordnet ist.
12. 12. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass dieSteigung einer Momenten-Kennlinie der Bremse (20) im Bereich über der Nenndrehzahlder Energiegewinnungsanlage größer als die Steigung einer Momenten-Kennlinie derEnergiegewinnungsanlage ist.
13. 13. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass dieSteigung einer Momenten-Kennlinie der Bremse (20) im Bereich der Nenndrehzahl derEnergiegewinnungsanlage kleiner als die Steigung einer Momenten-Kennlinie der Energie¬gewinnungsanlage ist.
14. 14. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass dieSteigung einer Momenten-Kennlinie der Bremse (20) im Bereich über der Nenndrehzahlder Energiegewinnungsanlage eine Momenten-Kennlinie der Energiegewinnungsanlageschneidet.
15. 15. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass eineMomenten-Kennlinie der Bremse (20) bis zum Nennmoment der Energiegewinnungsanla¬ge im Wesentlichen parallel zu einer Momenten-Kennlinie der Energiegewinnungsanlageverläuft.
16. 16. Antriebsstrang nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass eineMomenten-Kennlinie der Bremse (20) einen kubischen Verlauf aufweist.
17. 17. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einem Antriebsstrang miteinem Generator (13), dadurch gekennzeichnet, dass der Antriebsstrang nach einem derAnsprüche 1 bis 16 ausgeführt ist.
18. 18. Verfahren zum Regeln des Betriebes eines Antriebsstrangs einer Energiegewinnungsanla¬ge mit einer mit einem Netz (10, 19, 28) verbundenen elektrischen Maschine (6, 16, 24),die mittels eines Frequenzumrichters (7, 8; 17; 25) mit einem Gleichstromzwischenkreisund gegebenenfalls eines Transformators (9, 18, 27) an ein Stromnetz (10, 19, 28) ange¬schlossen ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (20) eine elektrodynamischeBremse ist, die nach Erkennen eines Netzausfalles, Netzfehlers oder bei einer Notabschal¬tung während des Bremsvorganges aus dem Gleichstromzwischenkreis des Frequenzum¬richters (7, 8; 17; 25) mit Strom versorgt wird.
19. 19. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass im Fall eines Netzausfalles,Netzfehlers oder einer Notabschaltung die Bremse (20) so aktiviert wird, dass das aus demAntriebsstrang auf den Rotor (1) wirkende Drehmoment über einen Zeitraum von wenigs¬tens 0,5 Sekunden im Wesentlichen konstant bleibt.
20. 20. Verfahren nach Anspruch 18 oder 19, dadurch gekennzeichnet, dass das aus dem An¬triebsstrang auf einen Rotor (1) wirkende Drehmoment über einen Zeitraum von bis zu 7Sekunden, bevorzugt bis zu 5 Sekunden, besonders bevorzugt bis zu 3 Sekunden, im We¬sentlichen konstant bleibt.
21. 21. Verfahren nach einem der Ansprüche 18 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass dasBremsmoment der Bremse (20) in einem weiteren Zeitraum von 5 bis 20 Sekunden, vor¬zugsweise von 10 bis 15 Sekunden, auf etwa Null verringert wird.
22. 22. Verfahren nach einem der Ansprüche 18 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass dieDrehzahl eines Generators (6, 13, 24) des Antriebsstrangs bis zu einer Netzwiederkehr imWesentlichen phasengleich gehalten wird. Hierzu 5 Blatt Zeichnungen