CH701753A1 - Generatorsystem mit direkt netzgekoppeltem Generator und Verfahren zum Durchfahren von Netzstörungen. - Google Patents

Abstract

Ein Generatorsystem, umfassend einen Netztransformator (1), einen Netzschutzschalter (2), einen Generator (4) mit Statorwicklung (4.1) und Rotorwicklung (4.2), einem Umrichter (7) mit DC-Link (7.3), einer Netzdrossel (9) und einer Regeleinheit (10), weist einen Spannungsbegrenzer (5) auf der Sekundärseite des Generators auf. Nach Detektion einer Netzspannungsänderung entsprechender Amplitude erfolgt eine Aktivierung des Spannungsbegrenzers (5), wodurch das Spannungsniveau am Eingang des Umrichters (7) innerhalb des Betriebsspannungsbereiches des Spannungsbegrenzers (5) gehalten wird. Die Folge daraus ist, dass kein Strom mehr in den Umrichter (7) fliesst. Wenn die transienten Vorgänge abgeschlossen sind, sinkt der Strom, und der Spannungsbegrenzer wird deaktiviert. Gleichzeitig wird der maschinenseitige Umrichter (7.1) wieder aktiviert. Während der Zeit, in der der Spannungsbegrenzer (5) aktiviert ist, gibt der netzseitige Umrichter (7.2) weiter Energie ans Netz ab, um zusammen mit dem Statorstrom den notwendigen Blindstrom treiben zu können. Ein Verfahren zum Betrieb des Generatorsystems wird beschrieben. Derartige Anlagen werden häufig in regenerativen Energieanlagen, wie Wind- und Wasserkraftwerken, eingesetzt.

Description

[0001] Die Erfindung bezieht sich auf Generatorsysteme mit direkt netzgekoppelten Generatoren, bei denen eine Wicklung (Stator), abgesehen von Anlauf-, Schalt- und Schutzeinrichtungen, direkt mit dem speisenden Netz verbunden und wenigstens eine weitere (Rotorwicklung) von aussen zugänglich ist. Dies trifft beispielsweise für Systeme mit doppelt gespeisten Asynchronmaschinen (DASM) oder Kaskadenmaschinen zu. Derartige Anlagen werden häufig in regenerativen Energieanlagen, wie Wind- und Wasserkraftwerken, eingesetzt.

[0002] Regenerative Energieanlagen werden zunehmend in Gegenden mit schwachen Netzen, also Netzen mit Anschlussleistungen unter 200 kVA eingesetzt. Gleichzeitig steigen die Anforderungen an die Verfügbarkeit der Anlagen, d.h. Netzfehler wie Spannungseinbrüche bis auf etwa 5% der Nennspannung im Bereich von Millisekunden, ein- und mehrphasige Kurzschlüsse müssen zumindest kurzzeitig toleriert und im «Ride Through» beherrscht werden. Eine Fehlerabschaltung der Anlage im Verlauf eines solchen Fehlers ist nicht zulässig, es soll im Gegenteil möglichst kontinuierlich Strom ins Netz gespeist werden.

[0003] Bei Anlagen mit direkter Netzkopplung des Generators kommt es bei plötzlicher Änderung der Netzspannung zu erheblichen Überströmen im Stator- und Rotorkreis, die zum Ansprechen der Netzschutzeinrichtungen führen und in einem DASM-System die zulässigen Werte für den MFU übersteigen und ausserdem eine unzulässig hohe Spannung im Zwischenkreis zur Folge haben. Die Stromanstiege unmittelbar nach der Spannungsänderung werden nur durch die Spannungsdifferenz selbst und die im Kreis vorhandenen Streuinduktivitäten begrenzt, wodurch bereits nach wenigen Millisekunden Stromamplituden erreicht werden, die weit über den Überstromschwellen von MFU und netzseitigem Netzschutzschalter liegen. Da Generatoren der verwendeten Grössenordnung Hauptfeldzeitkonstanten im Sekundenbereich aufweisen, klingen die angeregten Ausgleichsvorgänge nur langsam ab, womit von einem «Ride Through» keine Rede sein kann. Um die Überströme und die zusätzlich in den Zwischenkreis gespeiste Energie aufzunehmen, müsste der Frequenzumrichter auf ein Mehrfaches der Nennleistung überdimensioniert werden, was wirtschaftlich unvertretbar ist. Ausserdem kann der Netzschutzschalter die Anlage nicht mehr wirkungsvoll schützen, da er ebenfalls die auftretenden Überströme tolerieren müsste.

[0004] Im Patentdokument EP01 651 865 wird ebenfalls eine Methode zur Beherrschung von Netzstörungen beschrieben. Unter anderem wird die Temperatur des Generators und Getriebes mit Sollwerten überwacht. Dem ist entgegen zu halten, dass eine Netzstörung in der Regel im ms Bereich liegt und somit eine Temperaturüberwachung von Bauteilen nicht viel bringt, weil die notwendigen Sensoren im Sekundenbereich detektieren und somit nur noch die Zerstörung der Teile festgestellt werden kann. Auch ist eine Steuerung der Turbinenblätter nicht geeignet, um eine transiente Netzstörung abzufangen, weil im Rotor bei Eintritt der Störung genügend Energie gespeichert ist, um grosse Zerstörungen in der Elektronik zu bewirken. In der Regel dauert es 5 Sekunden bis die Rotorblätter der Turbine verdreht sind. Das bedeutet die Reaktion auf die Netzstörung kommt viel zu spät, weil Netzstörungen oftmals nur ca. 100 ms lang sind. Im Weiteren wird beschrieben, dass alle 0,5 Sekunden eine Kontrolle auf Netzprobleme erfolgt. Da in der Regel solche Störungen 100 ms lang sind, würde somit die Störung nicht einmal detektiert werden können bevor sie zuende ist und schon die Elektronik zerstört hat.

[0005] Im Patentdokument EP01 561 275 wird ein Verfahren zum Durchfahren von Netzstörungen beschrieben, wobei nach dem Erkennen einer solchen Störung zur Beherrschung der transienten Ausgleichsvorgänge der Stator des Generators kurzzeitig über elektronische Schalter vom Netz getrennt wird. Dies stellt einen wesentlichen Nachteil dar, weil durch die Trennung kurzzeitig kein Blindstrom aus dem Stator ins Netz abgegeben werden kann.

[0006] Aufgabe der Erfindung ist es, mit wirtschaftlich vertretbarem Aufwand sicherzustellen, dass ein Generatorsystem bei plötzlichen Netzspannungsänderungen bis auf 0 % der Nennspannung kontinuierlich bzw. mit nur unwesentlicher Unterbrechung Energie ins Netz speisen kann. Dabei auftretende Transienten sollen minimiert, und es soll ermöglicht werden, den Speisebetrieb unter definierten Bedingungen ohne Unterbrechung fortzusetzen, und zwar unabhängig von Richtung und Geschwindigkeit der Spannungsänderung.

[0007] Eine weitere Aufgabe besteht darin, ein Verfahren zum Betrieb eines entsprechend erweiterten Generatorsystems zu beschreiben.

[0008] Erfindungsgemäss werden diese Aufgaben mit einem Generatorsystem gemäss dem Wortlaut des Patentanspruches 1 und mit einem Verfahren gemäss dem Wortlaut des Patentanspruches 15 gelöst. Die Erfindung wird im Folgenden anhand der Figuren näher erläutert. Es zeigen: <tb>Fig. 1<sep>Drehzahlvariables Generatorsystem mit DASM-Generator mit elektronischem Spannungsbegrenzer <tb>Fig. 2<sep>Strompfade zur Fig. 1 <tb>Fig. 3A<sep>Spannungsbegrenzer mit RC-Kombination <tb>Fig. 3B<sep>Spannungsbegrenzer mit Varistor <tb>Fig. 3C<sep>Spannungsbegrenzer mit Widerstand <tb>Fig. 4<sep>Betriebsspannungsbereiche des maschinenseitigen Umrichters <tb>Fig. 5<sep>Stromverteilung zwischen dem maschinenseitigen Umrichter und dem geregelten Widerstand

[0009] Fig. 1 zeigt ein drehzahlvariables Generatorsystem mit DASM-Generator und elektronischem Spannungsbegrenzer.

[0010] Ein DASM-Generator 4 bestehend aus einer Statorwicklung 4.1 und einer Rotorwicklung 4.2 sowie den Schleifringen 4.3 für den Abgriff am Rotor. Der Abgriff ist verbunden mit einem Spannungsbegrenzer 5. Der Spannungsbegrenzer 5 besteht aus einem Verbinder 5.1 mit oder ohne Drossel und ist verbunden mit einem regelbaren Widerstand 5.2 und einem Frequenzumformer bzw. Umrichter 7, wobei letzterer aus einem maschinenseitigen Umrichter 7.2 (MFU), einem Zwischenkreis bzw. einem DC-Link 7.3 und einem netzseitigen Umrichter 7.1 (NFU) besteht. Das DASM-Generator 4 ist über einen Statorschütz 3 und einen Netzschutzschalter 2 an einen Netztransformator 1 angeschlossen.

[0011] Der netzseitige Frequenzumformer 7.1 ist über eine Netzdrossel 9 und einen Schalter 8 mit dem Netzschutzschalter 2 verbunden. Eine Regeleinheit 10 ist mit den beiden Frequenzumformern 7.1, 7.2 und mit dem Spannungsbegrenzer 5 verbunden und übernimmt sämtliche Regel- und Steueraufgaben. Vorteilhafterweise wird der Frequenzumformer 7 als bidirektionaler Spannungszwischenkreis-Umformer ausgelegt. Der DC-Link 7.3 kann mit einer Vorladeschaltung 6 auf einen bestimmten Startwert geladen werden.

[0012] Der Verbinder 5.1 besteht wahlweise aus einer Indiktivität bzw. einer Spule oder aus Verbindungsleitungen. Die Spule wird eingesetzt, wenn der Spannungsbegrenzer 5 in der Einheit 5.2 (regelbarer Widerstand) ein zeitliches Problem mit der Spannungsänderung (dU/dt) hat, d.h. wenn der Widerstand eingeschaltet wird. In diesem Fall senkt die Spule 5.1. dU/dt und dl/dt auf den erforderlichen Wert, damit der Schalter ES keine Fehlschaltungen auslöst.

[0013] Fig. 2 zeigt die Aufteilung der Ströme im erfindungsgemässen Generatorsystem entsprechend der Fig. 1. Die Ströme lu, Iv und Iw aus dem Netztransformator 1 teilen sich auf in die Ströme Isu, Isv, Isw des Stators und die Ströme liu, liv und liw des netzseitigen Umrichters 7.1. Die Generatorströme IGu, IGv, IGu des Rotors 4.2 teilen sich auf in die Ströme IRu, IRv, IRw durch den regelbaren Widerstand 5.2 sowie die Ströme lUu, lUv, lUw des maschinenseitigen Umrichters 7.2. Die Spannungen Uu, Uv und Uw sind die Spannungen nach dem Netztransformator 1. Die Spannungen Um, Urv und Urw sind die Spannungen am maschinenseitigen Umrichter 7.2.

[0014] Fig. 3A zeigt eine erste Ausführungsform des regelbaren Widerstandes 5.2. An den Phasen U, V und W ist ein Brückengleichrichter angeschlossen, der die Wechselspannung in eine Gleichspannung wandelt. Diese Gleichspannung wird angeschlossen an eine Serienschaltung eines Widerstandes R und eines elektronischen Schalters ES mit Steuereingang S, der ein Kondensator C parallel geschaltet ist.

[0015] Fig. 3B zeigt eine zweite Ausführungsform des regelbaren Widerstandes 5.2, bei der der regelbare Widerstand aus einer Reihenschaltung eines Varistors V mit einem elektronischen Schalter ES mit Steuereingang S besteht.

[0016] Fig. 3C zeigt eine dritte Ausführungsform des regelbaren Widerstandes 5.2, bei der der regelbare Widerstand aus einer Reihenschaltung eines Widerstandes R mit einem elektronischen Schalter ES mit Steuereingang S besteht.

[0017] Fig. 4 zeigt die Betriebsspannungsbereiche des maschinenseitigen Frequenzumrichters 7.2 sowie die Punkte A, B, C, D und E in denen Aktionen eingeleitet werden. Es werden folgende Spannungsbereiche beschrieben:

[0018] UL0-UL1: Vorladebereich des Umrichters, der nur während einer Vorladung oder einer Entladung durchfahren werden kann. Der Hauptschütz ist abgeschaltet. Der netzseitige und maschinenseitige Umrichter (NFU und MFU) sind abgeschaltet.

[0019] UL1-UL2: Betriebsbereich des Spannungsbegrenzers 5. Der maschinenseitige Umrichter (MFU) kann aufsynchronisiert werden und der netzseitige Umrichter (NFU) arbeitet.

[0020] UL2-UL3: Sicherheitsbereich um beim Betrieb des Spannungsbegrenzers 5 die Einhaltung der Bedingungen lUu = 0 und lUv = 0 und lUw = 0 zu garantieren. Der netzseitige (NFU) und der maschinenseitige (MFU) Umrichter arbeiten. Der Spannungsbegrenzer realisiert in Aktion den Sicherheitsbereich.

[0021] UL3-UL4: Normaler Betriebsbereich des Umrichters 7. Innerhalb der Spannungsgrenzen besteht keine Gefahr wegen Überspannung.

[0022] UL4-UL5: Nicht erlaubter Sicherheitsbereich des DC Link. Bei Erkennung dieses Betriebsbereiches müssen spannungssenkende Massnahmen eingeleitet werden, d.h. der Spannungsbegrenzer wird aktiviert.

[0023] >UL5: Zerstörungsbereich des Umrichters. Bei Erkennung dieses Betriebsbereiches muss der Umrichter durch Betätigen des Hauptschützes und durch die Aktivierung des Spannungsbegrenzers geschützt werden.

[0024] Im Weiteren werden im Spannungsverlauf die Punkte A, B, C, D und E wie folgt beschrieben: <tb>A-<sep>Vorladung 6 bis ca. UL3 <tb>B-<sep>Beginn eines starken Stromanstiegs, der von einem Netzzusammenbruch verursacht wird <tb>C-<sep>Stromanstiegsachse, die sich aus dem Netzfehler ergibt <tb>D-<sep>Zuschaltpunkt des Spannungsbegrenzers 5 <tb>E-<sep>Abschaltpunkt des Spannungsbegrenzers 5

[0025] Fig. 5 zeigt die Stromverteilung zwischen dem maschinenseitigen Frequenzumrichter 7.2 und dem geregelten Widerstand. Der Strom teilt sich in die folgenden zwei Bereiche: <tb>L0-IL1:<sep>Bereich des erlaubten Stroms durch den Umrichter <tb>L1-IL2:<sep>Bereich des nicht-erlaubten Strombereiches für den Umrichter. Der Spannungsbegrenzer realisiert diesen Bereich, d.h. er ist in diesem Bereich aktiv.

[0026] Es folgt eine detaillierte Beschreibung des erfindungsgemässen Verfahrens zum Betrieb des Generatorsystems bei Netzstörungen.

[0027] Nach Angaben der Energieversorger (E.ON Netz GmbH: Ergänzende Netzanschlussregeln für Windenergieanlagen) ist mit plötzlichen Spannungsänderungen vor allem bei einem Spannungseinbruch zu rechnen, während das Wiederhochfahren der Netz-Spannung schrittweise erfolgt. Einbrüche stellen somit den kritischeren und vorrangig zu beherrschenden Fall dar.

[0028] Prinzipiell wird die Funktion einer Windenergieanlage mittels der Fig. 4 und 5 erläutert und anschliessend auf den erfinderischen Anteil eingegangen.

Prinzipielle Funktion:

[0029] Vor dem Start einer Windenergieanlage wird der DC Link 7.3 bis zum Level UL3 mittels der Vorladeschaltung 6 aufgeladen. In der Nähe des Punktes A synchronisiert die Regeleinheit 10 die Umrichter 7.1 und 7.2 auf das Netz und fährt den Strom langsam hoch (ab Punkt A) Dann wird entsprechend den Windverhältnissen bis zum Punkt B vom Umrichter Strom ins Netz gespeist. Es sei darauf hingewiesen, dass der in Fig. 5 dargestellte Strom nicht der ins Netz eingespeiste Strom ist. Am Punkt B der Fig. 4 kommt es wegen Netzproblemen zu einem Abfall der Spannung.

Erfinderischer Anteil:

[0030] Der jetzt schnell ansteigende Statorstrom ISu, ISv und ISw (Fig. 2) verursacht einen starken Stromanstieg IGu, IGv und Igw im Rotor. Sehr schnell wird der Rotorstrom den zulässigen maximalen Wert des maschinenseitigen Umrichters 7.2 überschreiten. Um dies zu verhindern, schaltet am Punkt C durch Überstromerkennung oder Überspannungserkennung die Regeleinheit 10 den Spannungsbegrenzer 5 zu, welcher dann selbständig den gesamten Strom des Rotors aufnimmt. Der Spannungsbegrenzer 5 sorgt so dafür, dass der zu hohe Strom nicht in den Umrichter 7.2 gelangen kann. Die Ströme lUu, lUv bis lUw werden zu Null. Dazu werden die Spannungen UGu, UGv und UGw in den Spannungsbereich UL1-UL2 geregelt, so dass der maschinenseitige Umrichter geschützt ist. Wenn die Regeleinheit 10 erkennt, dass die transienten Ausgleichsvorgänge abgeschlossen sind und der Strom beispielsweise ca. 60% des Nennstromes erreicht hat, wird zum Zeitpunkt E der regelbare Widerstand 5.2 des Spannungsbegrenzers 5 deaktiviert und der maschinenseitige Umrichter wieder hochgefahren. Im gesamten Zeitabschnitt D bis E kann der netzseitige Umrichter aus dem DC-Link 7.3 weiter Strom ins Netz einspeisen, um Blindstromkomponenten zu kompensieren. So kann im Zusammenspiel aller Komponenten ein Durchfahren der Windkraftanlage durch die Netzstörung erreicht werden.

[0031] In einer weiteren Ausführungsform kann in den Spannungsbegrenzer 5 noch ein Rotor Crowbar integriert werden. Bei dieser speziellen Auslegung ist die Regeleinheit 10 in der Lage bei Überlastungen des Spannungsbegrenzers die Windkraftanlage gezielt durch Überstrom abzuschalten. Durch die neue separate Anordnung der Einheit 5 ist es möglich eine definierte Stelle zu schaffen, bei der ein Schaden auftritt, falls die in den Spannungsbegrenzer 5 eingekoppelte Energie aus unbekannten Gründen noch wesentlich grösser wird. In diesem Fall werden im Spannungsbegrenzer 5 sogenannte fail-safe Bauteile verwendet. Im Falle einer Überlastung sind diese Teile so ausgelegt, dass ein sicherer Kurzschluss realisiert wird. Dieser Kurzschluss schützt weiterhin den Umrichter vor Zerstörung und löst den Hauptschalter 2 der Turbine aus, so dass nur in einem vorher definierten Bereich der Turbine ein kleiner Schaden entsteht, der einen grossen Schaden am Schaltschrank verhindert.

[0032] Erfindungsgemäss besteht die Hauptaufgabe des Spannungsbegrenzers 5 in der Beherrschung von transienten hohen Strömen, welche den Umrichter schädigen könnten. Der in den Fig. 3A, 3Bund 3Cverwendete Schalter ES kann vorzugsweise als IGBT, GTO oder MOSFETs ausgebildet sein.

[0033] Mit dem Netzschalter 8 lässt sich der netzseitige Umrichter 7.1 (NFU) ans Netz schalten. Dadurch kann der netzseitige Umrichter unabhängig vom Schaltzustand des Spannungsbegrenzers 5 betrieben und ein kontinuierlicher Stromfluss zwischen Netz und NFU auch während der Zeitdauer einer Netzstörung aufrechterhalten werden, bis der DC Link 7.3 entladen ist. Durch das Aktivieren des Spannungsbegrenzers 5 werden sämtliche Ströme IGu, IGv und Igw aus dem Rotor absorbiert, sodass in den Zwischenkreis des Umrichters keine weitere Energie mehr gelangen kann, die zu unzulässig hohen Spannungen führen würde. Fig. 4 und 5 zeigen die Verwendung des Spannungsbegrenzers. Eine besonders vorteilhafte Auslegung eines solchen regelbaren Widerstandes, welcher den Spannungsbegrenzer 5 bildet, sei hier dargestellt: <tb>Elektronischer Schalter ES<sep>- IGBT <tb>Kondensator C<sep>-< 10 mF <tb>Widerstand R je nach Turbine<sep>- < 1 Ω

[0034] Bei einer 1,5 MW 690 V Turbine betragen die Ströme z.B.: <tb>IRu, IRv, IRw max<sep>- IRu,v,w peak = (IUu,v,w peak) *4 für 100 ms = Maximalstrom des regelbaren Widerstandes <tb>lUu, lUv, lUw max<sep>- IUu,v,w peak = (IRu,v,w peak)/4 = Maximalstrom des Umrichters

[0035] Das Stromverhältnis ist vom Verhältnis der Windungszahlen abhängig. Spannungsbereiche des Umrichters (Fig. 4): <tb>UL0-UL1:<sep>OV - 750V DC Vorladespannung des DC Link 7.3 <tb>UL1;<sep>800V Abschaltgrenze des regelbaren Widerstandes <tb>UL2:<sep>900 V Einschaltgrenze des regelbaren Widerstandes <tb>UL2-UL3:<sep>900 V - 950 V Sicherheitsbereich, um IUu,v,w = 0 zu garantieren <tb>UL3-UL4:<sep>950V- 1150 V normaler Betriebsbereich des Umrichters <tb>UL4-UL5:<sep>1150V bis 1400V Sicherheitsbereich für den DC Link <tb>UL5-:<sep>ab 1400V Zerstörungsbereich des Umrichters

[0036] Strombereiche am Umrichter (Fig. 5): <tb>IL1:<sep>IL1 = IL2 / 4, Maximalstrom des Umrichters <tb>IL1 -IL2:<sep>IL1 -4*IL1, Arbeitsbereich des Spannungsbegrenzers <tb>IL2:<sep>Zerstörungsgrenze des Umrichters

[0037] Eine plötzliche Netzspannungsänderung kann auf direktem Weg über die Erfassung der Netzspannung selbst oder indirekt über die Detektion von Überströmen im Statorkreis oder MFU bzw. durch Detektion einer Überspannung im Zwischenkreis 7.3 erfasst werden. Da Überströme und Überspannungen auch andere Ursachen haben können, stellt die Sequenz zur Beherrschung von Netzfehlern auch einen Schutz des Systems bei anderen Störungen dar. Eine Abschaltung über indirekte Erfassung hat den Vorteil, dass die Netztrennung tatsächlich nur dann erfolgt, wenn die Störung nicht durch Gegenmassnahmen der Regeleinheit 10 und des Spannungsbegrenzers 5 kompensiert werden kann. Die Erkennung der genannten Fehler löst unmittelbar die Aktivierung des Spannungsbegrenzers 5 aus. Eine gleichzeitige Abschaltung von NFU (Impulssperre) oder ein Zünden des Kurzschliessers sind erst erforderlich, wenn die Überströme durch Aktivieren des Spannungsbegrenzers 5 nicht begrenzt werden können (d.h. systeminterne Ursachen haben). Dadurch wird mittels der erfindungsgemässen Anordnungen die Verfügbarkeit des Systems und dessen Fähigkeit, externen Fehlern aktiv entgegen zuwirken, wesentlich erhöht.

[0038] Im Gegensatz zum Patentdokument EP01 651 865B1 ist das erfindungsgemässe Verfahren in der Lage in wenigen us die Netzstörungen zu erkennen und Gegenmassnahmen einzuleiten.

[0039] Im Gegensatz zur im Patentdokument EP01 561 275A2 vorgestellten Lösung wird mit dem erfindungsgemässen Verfahren die Netzstörung geregelt durchfahren und somit keine Trennung des Stators vom Netz vorgenommen. Dies hilft das Netz schneller zu stabilisieren, weil unmittelbar nach Fehlereintritt grössere Blindströme möglich werden.

[0040] Bei Netzeinbrüchen muss eine Ummagnetisierung im Generator erfolgen. Nach einem Netzfehler wird der zu hohe Strom im Rotorkreis von dem maschinenseitigen Umrichter 7.2 (MFU) abgeleitet, indem die dann anliegende Eingangsspannung des generatorseitigen Wechselrichters elektronisch geregelt unter der sonst üblichen Betriebsspannung gehalten wird. Neben der Ableitung der zu grossen Ströme wird der Generator so ummagnetisiert, dass er sich der neuen Spannung im Netz anpasst. Ein Vorteil dieser Anordnung besteht darin, dass die Statorwicklung des Generators während der Resynchronisation vom Netz nicht getrennt werden muss und durchgängig nach Fehlereintritt eine Netzspeisung über den Generator erfolgen kann. Die Forderung in verschiedenen Netznormen, unmittelbar nach Fehlereintritt Strom in Höhe des Anlagennennstroms ins Netz zu speisen, kann damit vollumfänglich erfüllt werden. Es wird z.B. auf die nachstehenden Netznormen verwiesen: E.ON Netz GmbH: Ergänzende Netzsanschlussregeln für Windenergieanlage Stand 2003/2006; National Grid U.K., Grid code GCV 4 (2008); EDF France grid code.

[0041] Für den Fall, dass die Spannungsanstiege dU/dt oder Stromanstiege dl/dt so gross werden, dass Fehlverhalten im regelbaren Widerstand 5.2 ausgelöst werden können, kann der Verbinder 5.1 eine Drossel beinhalten, welche die Anstiege verkleinert. Mit diesen beiden Kombinationen für den Verbinder 5.1 und den 3 Auslegungsvarianten für den Widerstand 5.2 entstehen insgesamt 6 Auslegungsvarianten für die erfindungsgemässe Anordnung.

[0042] Da der Spannungsbegrenzer 5 räumlich getrennt vom Umrichter angeordnet wird, kann auch noch der Umrichter geschützt werden, wenn es zu Zerstörungen im Spannungsbegrenzer kommt. Die bereits beschriebene «fail-safe» Funktion des Spannungsbegrenzers löst in diesem Fall die Schutzmechanismen des Generatorsystems aus, d.h. der Hauptschalter 2 wird geöffnet.

[0043] Überraschenderweise wird festgestellt, dass bei unerwarteten Überlastungen, die vorgesehen «fail-save» Bauweise des Spannungsbegrenzers ausserhalb des Umrichters diesen durch einen definierten Kurzschluss weiter schützt und die notwendigen Sicherheitsausrüstungen wie den Hauptschalter auslösen. Eventuell dabei zerstörte Bauteile können durch die räumliche Trennung vom Umrichter im Umrichter keinen Schaden anrichten, was besonders vorteilhaft ist.

[0044] Erfindungswesentlich ist, dass mit wirtschaftlich vertretbarem Aufwand sicher gestellt wird, dass das Generatorsystem bei plötzlichen Netzspannungsänderungen kontinuierlich bzw. mit nur unwesentlicher Unterbrechung Energie ins Netz gespeist wird. Der Speisebetrieb wird unter definierten Bedingungen in kürzester Zeit nach der Spannungsänderung fortgesetzt, und zwar unabhängig von der Geschwindigkeit der Spannungsänderung oder der Stromänderung.

[0045] Derartige Anlagen werden häufig in regenerativen Energieanlagen, wie Wind- und Wasserkraftwerken, eingesetzt.

Claims (16)

1. Generatorsystem mit doppelt gespeistem Dreiphasengenerator, umfassend einen doppelt gespeisten Dreiphasengenerator (4) mit netzgekoppelter Primärwicklung (4.1) und wenigstens einer Sekundärwicklung (4.2), einen Frequenzumformer (7) im Sekundärkreis, der aus einem maschinenseitigen Umrichter (7.2.) und einem netzseitigen Umrichter (7.1) besteht und eine Regeleinheit (10) aufweist, angeschlossen an ein Dreiphasennetz (1), gekennzeichnet dadurch, dass sekundärseitig am Generator ein Spannungsbegrenzer (5) so angeschlossen ist, dass bei zu hohem Strom durch den maschinenseitigen Umrichter (7.2) oder zu hoher Spannung am DC Link (7.3) der gesamte sekundärseitige Strom so abgeleitet werden kann, dass keine Gefahr mehr für den maschinenseitigen Umrichter (7.1) besteht, weil keinerlei Strom mehr in den Umrichter fliesst.

2. Generatorsystem nach Anspruch 1, gekennzeichnet dadurch, dass im Falle eines Überstromes oder einer Überspannung die Regeleinheit (10) Steuersignale an den Spannungsbegrenzer (5) sendet, um diesen zu aktivieren.

3. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 2, gekennzeichnet dadurch, dass der Spannungsbegrenzer (5) so ausgelegt ist, dass im Störungsfall keine Schutzeinrichtungen ansprechen, die eine Trennung des Generators (4) vom Netz (1) auslösen oder zur Abschaltung des Frequenzumformers (7) führen.

4. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 3, gekennzeichnet dadurch, dass mittels des Spannungsbegrenzers (5) bei Netzspannungseinbrüchen eine Ummagnetisierung des Generators (4) auf die aktuelle Grösse der Netzspannung (1) erfolgen kann, ohne dass eine Netztrennung erfolgen muss.

5. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 4, gekennzeichnet dadurch, dass parallel zum Spannungsbegrenzer (5) ein Rotor Crowbar angeschlossen werden kann, die ein gezieltes Abschalten der Anlage hervorruft, wenn die Störung so lange anhält, dass Bauteile thermisch oder elektrisch überlastet werden.

6. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 5, gekennzeichnet dadurch, dass bezüglich der Betriebsspannung des Umrichters (7) am DC Link (7.3) unterschiedliche Betriebsbereiche definiert werden, in denen zum Schutz des Umrichters definierte Handlungen einzuleiten sind.

7. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 6, gekennzeichnet dadurch, dass bezüglich der Rotorströme (IG) ein erster Bereich A als maximaler Betriebsstrombereich des Umrichters (7) und ein zweiter Bereich B als nicht erlaubter Betriebsstrombereich des Umrichters (7) vorliegt, wobei im Bereich B mittels Aktivierung des Spannungsbegrenzers (5) der Umrichter vor Überstrom schützbar ist.

8. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 7, gekennzeichnet dadurch, dass in einer Ausführungsform der Spannungsbegrenzer (5) durch einen regelbaren Widerstand (5.2) gebildet wird, der aus einer Serienschaltung eines elektronischen Schalters (ES) und einem Widerstand (R) besteht, wobei parallel zu dieser Serienschaltung ein Kondensator (C) angeschlossen ist.

9. Generatorsystem nach Anspruch 8, gekennzeichnet dadurch, dass im Spannungsbegrenzer (5) der elektronische Schalter (ES) zur Einstellung des Widerstandswertes modulierbar ist und der Kondensator die Spannung am Widerstand (R) im Betriebsspannungsbereich (UL1-UL2) hält, so dass kein Strom in den Umrichter (7) fliesst.

10. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 7, gekennzeichnet dadurch, dass der Spannungsbegrenzer (5) durch einen regelbaren Widerstand (5.2) gebildet wird, der aus einer Serienschaltung eines elektronischen Schalters (ES) und einem Varistor (V) besteht.

11. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 7, gekennzeichnet dadurch, dass der Spannungsbegrenzer (5) durch einen regelbaren Widerstand (5.2) gebildet wird, der aus einer Serienschaltung eines elektronischen Schalters (ES) und einem Widerstand (R) besteht.

12. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 8 bis 11, gekennzeichnet dadurch, dass der elektronische Schalter (ES) vorzugsweise durch einen IGBT oder einen GTO oder einen MOSFET realisiert wird.

13. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 12, gekennzeichnet dadurch, dass der Spannungsbegrenzer (5) einen Verbinder (5.1) enthält, der als Spule ausgebildet ist.

14. Generatorsystem nach einem der Ansprüche 1 bis 13, gekennzeichnet dadurch, dass der Spanunngsbegrenzer (5) ausserhalb des DC Links (7.3) des Umrichters (7) angeordnet ist, um im Zerstörungsfall Schäden im Umrichter (7) zu verhindern.

15. Verfahren zum Betrieb eines Generatorsystems nach einem der Ansprüche 1 -14, gekennzeichnet dadurch, dass durch ständige Messung der Netzspannung eine plötzliche Verringerung der Netzspannung detektiert wird, dass durch eine plötzliche Verringerung der Netzspannung ein zu hoher Strom im Primär- und Sekundärkreis des Generators oder eine zu hohe Betriebsspannung am DC Link (7.3) verursacht wird, die Zerstörungen verursachen würde und dass dann durch Aktivieren des Spannungsbegrenzers (5) die Zerstörung vermieden wird, indem die Betriebsspannung am DC Link gesenkt wird und Stromspitzen vom Umrichter (7) ferngehalten werden.

16. Verfahren nach Anspruch 15, gekennzeichnet dadurch, dass der netzseitige Umrichter (7.1) weiterhin Strom in das Netz (1) speist und somit während der Dauer des Netzfehlers zumindest ein Teil des Blindstromes des Generators kompensiert wird.