DE10044262A1 - Getriebelose Windkraftanlage mit Blattwinkelverstellung zur aktiven Schwingungsdämpfung im Antriebsstrang - Google Patents

Getriebelose Windkraftanlage mit Blattwinkelverstellung zur aktiven Schwingungsdämpfung im Antriebsstrang

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Abstract

Bisherige Windkraftanlagen sind entweder mit Asynchrongenerator und Getriebe oder mit direkt angetriebenem Synchrongenerator und Frequenzumrichter ausgerüstet. Sowohl Getriebe als auch Frequenzumrichter verringern jedoch die Zuverlässigkeit und erhöhen die Komplexität des Gesamtsystems, was besonders beim Betrieb von Windkraftanlagen an schwer zugänglichen Standorten nachteilig ist. DOLLAR A Die Windkraftanlage wird mit einem direkt vom Windrad (4) über eine langsame Welle (2) angetriebenen Synchrongenerator (1) ausgerüstet und ohne Frequenzumrichter direkt mit einem starren Netz gekoppelt. Die Anlage besitzt eine Blattwinkelverstellung, mit deren Hilfe auftretende Schwingungen im Antriebsstrang aktiv bekämpft werden. Dies geschieht dadurch, dass die Blattverstellantriebe (3) von einer Regeleinrichtung (nicht dargestellt) entsprechend angesteuert werden, die als eine wichtige Eingangsgröße den Betrag des Generatorstroms zugeführt bekommt. Die Nummern beziehen sich auf die Bildbeschriftung zu Fig. 1. DOLLAR A Derartige Windkraftanlagen ohne Getriebe und ohne Frequenzumrichter könnten vorteilhaft in größeren Windenergieparks an schwer zugänglichen Standorten eingesetzt werden, beispielsweise in flachen Küstengewässern (Offshore).

Description

Die Erfindung betrifft eine getriebelose Windkraftanlage mit direkt angetriebenem Synchrongenerator, der ohne Frequenzumrichter direkt an einem starren Netz betrieben wird. Die Anlage besitzt eine Blattwinkelverstellung, mit deren Hilfe auftretende Schwingungen im Antriebsstrang aktiv bedämpft werden. Dies geschieht durch Beeinflussung des Antriebsdrehmoments über eine Verdrehung der Rotorblätter um ihre Längsachse.
Der Triebstrang von Windkraftanlagen mit Synchrongenerator lässt sich in erster Näherung als ungedämpfter Zwei-Massen-Torsionsschwinger mit den Drehträgheiten Windrad und Generatorläufer und den beiden Dreh­ federn "Reihenschaltung von Wellen, evtl. Getriebe und Rotorblättern" und "Ersatzdrehfeder des Synchronge­ nerators" nachbilden. Dadurch treten zwei Eigenschwingungsformen auf, von denen die höherfrequente Form aufgrund ihres relativ geringen Energieinhalts durch die Dämpferwicklung des Generators oder andere be­ kannte Maßnahmen einfach bedämpfbar und damit unproblematisch ist. Die niederfrequente Eigenschwin­ gungsform, deren Eigenfrequenz je nach Torsionselastizität der Hauptwelle und Trägheit des Windrades zwi­ schen etwa 0,1 und 5 Hz liegt, ist jedoch sehr schwach gedämpft und wird durch den turbulenten Wind ständig zu Schwingungen angeregt.
Daher sind die meisten bisherigen Windkraftanlagen mit Asynchrongenerator (der eine inhärente Dämpfung durch seinen Schlupf besitzt) und Getriebe ausgerüstet. Auf ein Getriebe kann bei diesen Anlagen jedoch nicht verzichtet werden, da langsamlaufende Asynchronmaschinen unterhalb einer bestimmten Drehzahl nicht mehr wirtschaftlich ausführbar sind, weil Leistungsfaktor und Wirkungsgrad stark abnehmen. Das bei Asynchronge­ neratoren unbedingt erforderliche Getriebe zwischen Windrad und Generatorläufer ist mit schwerwiegenden Nachteilen wie Wartungsaufwand, hohen Verluste im Teillastbereich, Verschleiß und Lärmemission behaftet. Die mit einem Getriebe verbundene Erhöhung der Wartungs- und Betriebskosten führt besonders an schlecht zugänglichen Windkraftstandorten zu einer Verteuerung der erzeugten Energie.
Viele Windkraftanlagen sind mit direkt angetriebenem Synchrongenerator und Frequenzumrichter ausgerüstet. Aus [1, 2] und anderen Untersuchungen sind folgende Vorteile von Synchrongeneratoren seit langem bekannt:
  • - hohe Wirkungsgrade insbesondere bei Erregung durch Permanentmagnete
  • - Direktantrieb ohne Getriebe möglich, da für große Luftspalte und kleine Polteilungen geeignet
  • - einfache Regelung der Blindleistung durch Stellen des Erregerstroms (nur bei konventioneller Gleichstro­ merregung möglich).
Sehr nachteilig ist die Neigung der Synchronmaschinen zu elektromechanischen Schwingungen (Polradpen­ delungen), die sich als Leistungspendelungen im Netz auswirken. Dies ist besonders nachteilig beim Einsatz als Windkraft-Generatoren, da das Windrad durch den böigen Wind mit stark schwankendem Antriebsmoment auf den Triebstrang wirkt. Bei den bisherigen Windkraftanlagen mit Synchrongenerator wird dieses Problem dadurch gelöst, dass ein Frequenzumrichter zwischen Generator und starres Netz geschaltet wird, der auftre­ tende Schwingungen aktiv ausregelt.
In Zukunft werden viele Windkraftanlagen in größeren Windenergieparks an schwer zugänglichen Standorten installiert werden, beispielsweise in flachen Küstengewässern (Offshore). Zum einen ist dort das vorhandene Windpotential sehr hoch, zum anderen werden Beeinträchtigungen von Anwohnern vermieden, so dass sehr große Parks mit einigen hundert einzelnen Windkraftanlagen denkbar sind. Infolge des erschwerten Zugangs ist bei diesen Anwendungen eine hohe Zuverlässigkeit der einzelnen Windkraftanlage unabdingbare Voraus­ setzung für einen wirtschaftlichen Betrieb. Sowohl Getriebe als auch Frequenzumrichter verringern jedoch die Zuverlässigkeit und erhöhen die Komplexität des Gesamtsystems, weswegen auf beide Komponenten ver­ zichtet werden sollte.
Wie bereits angedeutet, ist bekannt, dass sich eine Dämpfung von Schwingungen im Antriebsstrang von Windkraftanlagen mit Hilfe einer völligen Entkopplung von Synchrongenerator und starrem Netz durch einen Frequenzumrichter erreichen lässt. Zusätzlich wird damit ein drehzahlvariabler Betrieb der Windkraftanlage möglich mit Vorteilen wie höherer aerodynamischer Wirkungsgrad, leiserer Betrieb bei Teillast durch niedrigere Drehzahl, Glättung der elektrischen Leistung und Lastreduktion im Triebstrang (besonders wichtig für das Getriebe). Diese Lösung ist jedoch auch mit Nachteilen behaftet: neben den hohen Kosten für den Umrichter und den im Umrichter entstehenden zusätzlichen Verlustleistungen ist hier vor allem die verringerte Zuverläs­ sigkeit durch die erhöhte Komplexität des Gesamtsystems zu nennen. Zudem verlieren die meisten Vorteile der variablen Drehzahl (höherer aerodynamischer Wirkungsgrad und Lastreduktion im Triebstrang) mit zu­ nehmender Größe an Bedeutung, da große Windkraftanlagen immer träger werden, während die Zeitkonstan­ ten der Böen gleich bleiben. Dies zeigt sich in der so genannten Nenn-Anlaufdauer (auch als Hochlaufzeitkon­ stante bezeichnet), die verstreicht, bis die Anlage bei konstant wirkendem Nennmoment ihre Nenndrehzahl erreicht hat. Sie wächst bei Vergrößerung von Windkraftanlagen etwa proportional zum Rotordurchmesser [3].
Es ist seit langem bekannt, dass sich Polradpendelungen von Synchronmaschinen durch eine Dämpferwick­ lung dämpfen lassen. Diese besteht im Prinzip aus einer kurz geschlossenen Käfigwicklung, in der bei periodi­ schem Vor- und Nacheilen relativ zum Ständerdrehfeld Ströme hervorgerufen werden, die durch ihr asynchro­ nes Moment die Pendelungen dämpfen. Ist dies nicht ausreichend, so kann eine von großen Kraftwerksgene­ ratoren bekannte ein- oder zweiachsige aktive Pendeldämpfung über die Erregung eingeführt werden [4, 5]. Diese prinzipiell funktionierenden Möglichkeiten existieren jedoch nur für Windkraftanlagen mit Getriebe und schnell laufendem Synchrongenerator, da nur bei breiten Polen ausreichend Platz für eine entsprechend di­ mensionierte Erregerwicklung vorhanden ist. Gerade Anlagen mit Getriebe weisen jedoch die oben geschil­ derten Nachteile der hohen Getriebebeanspruchung auf Direkt mit dem Netz verbundene Windkraftanlagen ohne Getriebe müssen mit direkt angetriebenen hochpoligen Generatoren ausgerüstet werden, die eine Wechselspannung von 50/60 Hz erzeugen. Bei den in der Windenergie üblichen sehr niedrigen Drehzahlen wären hohe Polzahlen und dadurch kleine Polbreiten die Folge, wodurch nur unzureichend Platz für die übli­ cherweise vorhandene Dämpferwicklung oder eine zusätzliche Erregerwicklung vorhanden wäre. Aus diesen Gründen wurde in der Windenergie eine elektrische Dämpfung der Polradpendelungen von Synchronmaschi­ nen bisher nicht weiter verfolgt.
Es ist weiterhin bekannt, dass prinzipiell auch eine mechanische Dämpfung von Schwingungen im Antriebs­ strang von Windkraftanlagen möglich ist: das Getriebe oder (bei Direktantrieb) der Ständer des Generators wird drehbar gelagert und überträgt sein Drehmoment über ein Feder-Dämpfer-System auf die Gondel der Windkraftanlage. Bei der schwedisch-amerikanischen Anlage WTS-3/4 hing das Getriebe in großen Portalstüt­ zen und wurde über Tellerfederpakete und hydraulische Dämpfer gehalten [6]. Eine ähnliche Lösung wurde in [7] für getriebelose permanenterregte Windkraft-Synchrongeneratoren mit direkter Netzkopplung vorgeschla­ gen. Durch die Permanenterregung wird der Vorteil der Regelbarkeit der Blindleistung zugunsten eines höhe­ ren Wirkungsgrades und eines kleineren Generators aufgegeben. Diese direkt netzgekoppelten permanenter­ regten Synchrongeneratoren weisen eine extrem kleine Polteilung auf, weswegen keine Dämpferwicklung auf dem Läufer angebracht werden kann. Nachteilig dürfte bei beiden Varianten jedoch der Bauaufwand für die komplexe Mechanik und der Wartungsaufwand für den Verschleiß behafteten viskosen Dämpfer sein. Daher wurde eine mechanische Dämpfung der Polradpendelungen von Synchronmaschinen nicht weiter verfolgt.
Es ist weiterhin bekannt, dass prinzipiell auch eine hydrodynamische Dämpfung von Schwingungen im An­ triebsstrang von Windkraftanlagen durch den Einbau einer hydrodynamischen Kupplung zwischen Getriebe und Generator möglich ist. Allerdings ist dies mit spürbaren Energieverlusten verbunden und zudem auch nur bei Windkraftanlagen mit Getriebe möglich, da derartige hydrodynamische Kupplungen nur für begrenzte Drehmomente ausführbar sind. Ein Antriebsstrang mit hydrodynamischer Kupplung und direkt netzgekoppel­ tem Synchrongenerator weist ein ähnliches dynamisches Verhalten wie ein Antriebsstrang mit Asynchrongene­ rator auf. Bis auf den Vorteil der regelbaren Blindleistung (die bei Netz speisenden Windkraftanlagen meist nicht gefordert wird), ergeben sich jedoch gewichtige Nachteile wie der Verzicht auf eine Polumschaltung und deutlich höhere Kosten. Aus diesen Gründen blieb in der Windenergie eine hydrodynamische Dämpfung von Schwingungen im Antriebsstrang bisher die Ausnahme [6].
Es ist bekannt, dass sich eine effektive Beeinflussung des Antriebsdrehmoments von Windkraftanlagen durch eine Verdrehung der Rotorblätter um ihre Längsachse erreichen lässt [8]. Die Leistungsabregelung der mei­ sten Windkraftanlagen bei zu starkem Wind geschieht in dieser Weise durch Verdrehen der Rotorblätter um ihre Längsachse (Blattverstellung), die in zwei Richtungen erfolgen kann:
  • - Verdrehung der Rotorblätter auf ganzer Länge oder nur teilweise in Richtung der Fahnenstellung ("pitch­ control"). Hierbei wird in bekannter Weise durch Verringerung des wirksamen Anstellwinkels die Gesamt­ luftkraft verringert, so dass nicht nur der antreibende Teil der Luftkraft sondern auch der Schubanteil ver­ ringert wird, was zu verringerten Lasten auf die Rotorblätter und die gesamte Windkraftanlage führt. Nachteilig ist, dass bei hohen Windgeschwindigkeiten eine hohe Blattverstellgeschwindigkeit und damit eine hohe installierte Leistung der Blattverstellantriebe erforderlich ist.
  • - Verdrehung der Rotorblätter auf ganzer Länge oder nur teilweise entgegen der Fahnenstellung ("active stall-control"). Hierbei wird in bekannter Weise durch Erhöhung des wirksamen Anstellwinkels nur der an­ treibende Teil der Luftkraft verringert, während der Schubanteil und damit die Schlagbiegemomente auf die Rotorblätter und die Schubbelastung der gesamten Windkraftanlage in etwa konstant bleiben. Vorteil gegenüber der Pitch-Regelung ist, dass eine geringere Blattverstellgeschwindigkeit und damit eine kleine­ re installierte Leistung der Blattverstellantriebe ausreichend ist.
Aus [9, 10] und weiteren Untersuchungen ist bekannt, dass eine aktive Dämpfung der niederfrequenten Tor­ sionsschwingungen mittels Blattverstellung in den US-amerikanischen Demonstrationsanlagen MOD-2 einge­ setzt und erprobt wurde. Diese waren zur Erhöhung der Drehelastizität (und weiteren Verringerung der tiefsten Eigenfrequenz) mit einer speziellen extrem "drehweichen" Hauptwelle ausgerüstet, wodurch deren tiefste Ei­ genfrequenz bei weniger als 0.2 Hz lag. Diese Anlagen besaßen jedoch durchweg ein Getriebe, das bei hohen Beanspruchungen durch extrem schwankendes Drehmoment hohem Verschleiß ausgesetzt war. Diese Bela­ stungen traten besonders im Teillastbereich auf, da hier die aktive Dämpfung unterblieb. Daher hatten die MOD-2-Anlagen erhebliche Probleme mit der Triebstrangdynamik [6].
Allen bisherigen direkt Netz gekoppelten Windkraftanlagen mit Synchrongeneratoren ist gemeinsam, dass eine aktive Dämpfung von Schwingungen im Antriebsstrang mittels Blattverstellung aufgrund der starken Getriebe­ beanspruchung gescheitert ist. Getriebe besitzen eine sogenannte Lose, die bei extremen Drehmoment­ schwankungen mit Vorzeichenwechsel zu starken Belastungen der Zähne führt. Diese starken Drehmoment­ schwankungen (die im Extremfall zu Zahnbrüchen führen) können beispielsweise verursacht werden durch
  • - schlechte Netzsynchronisation
  • - starke Negativböen
  • - Fehler im Blattwinkelregler.
Allen bisherigen Windkraftanlagen ohne Getriebe ist gemeinsam, dass sie mit direkt angetriebenen hochpoli­ gen Generatoren ausgerüstet sind, die infolge ihrer Gleichstromerregung breitere Pole als bei Permanenterre­ gung aufweisen. Zusammen mit der geringen Drehzahl liegt dadurch die Frequenz der erzeugten elektrischen Energie wesentlich unterhalb von 50/60 Hz, so dass eine direkte Netzkopplung nicht in Frage kommt. Daher werden diese Windkraftanlagen über einen Frequenzumrichter nur mittelbar mit dem Netz verbunden, der nicht nur Schwingungen im Antriebsstrang dämpft, sondern auch einen drehzahlvariablen Betrieb mit den oben geschilderten Vorteilen ermöglicht [11].
Allen bisherigen Serien-Windkraftanlagen mit einer Leistung unter 1 MW ist gemeinsam, dass die Eigenfre­ quenz der niederfrequenten Schwingungsform durch geringe Rotorträgheit (relativ kleine Rotordurchmesser der kleinen und mittleren Windkraftanlagen) und/oder sehr steife Auslegung der Hauptwelle so hoch liegt, dass diese Schwingungsform durch die zu langsame Blattverstellung prinzipiell nicht bedämpfbar wäre. Schwingun­ gen im Antriebsstrang werden dadurch beherrscht, dass in direkt Netz gekoppelten Serienanlagen bisher aus­ schließlich Asynchrongeneratoren mit inhärenter Dämpfung zum Einsatz kommen.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, Schwingungen im Antriebsstrang von Windkraftanlagen mit direkt vom Windrad angetriebenen, langsam laufenden Synchrongeneratoren an einem starren Netz ohne zusätzli­ che Bauteile mit der ohnehin vorhandenen Vorrichtung zum Verändern des Blattanstellwinkels aktiv zu dämp­ fen. Derartige Windkraftanlagen ohne Getriebe und ohne Frequenzumrichter könnten besonders vorteilhaft in größeren Windenergieparks an schwer zugänglichen Standorten eingesetzt werden, beispielsweise in flachen Küstengewässern (Offshore).
Diese Aufgabe wird durch die in den Patentansprüchen 1 bis 7 aufgeführten Merkmale gelöst, die im folgenden ausführlich beschrieben werden:
Die erfindungsgemäße getriebelose Windkraftanlage mit Blattwinkelverstellung zur aktiven Schwingungs­ dämpfung im Antriebsstrang vermeidet die Nachteile der bisher verwendeten Verfahren. Durch den Einsatz von direkt vom Windrad angetriebenen, langsam laufenden Synchrongeneratoren kann auf ein Getriebe voll­ ständig verzichtet werden, wodurch auch der Nachteil der übermäßigen Getriebebeanspruchung vermieden wird. Die aktive Schwingungsbedämpfung im Antriebsstrang durch die ohnehin vorhandene Blattwinkelver­ stellung ermöglicht damit eine direkte Netzkopplung des zu Pendelungen neigenden Synchrongenerators, so dass auf den bisher zur Dämpfung notwendigen Frequenzumrichter verzichtet werden kann.
Die erfindungsgemäße Windkraftanlage mit aktiver Schwingungsdämpfung im Antriebsstrang durch die ohne­ hin vorhandene Blattwinkelverstellung weist folgende Vorteile auf
  • - hohe Verfügbarkeit der einzelnen Windkraftanlage durch verringerte Komplexität (Verzicht auf Getriebe, Umrichter, viskose oder hydrodynamische Dämpfer, Dämpferwicklung, etc.)
  • - hoher Wirkungsgrad der einzelnen Windkraftanlage durch Permanenterregung des Generators und durch Wegfall der Getriebe- und Umrichterverluste
  • - reduzierte Herstellungskosten durch Verzicht auf Getriebe und Umrichter.
Diese Vorteile ermöglichen einen wirtschaftlichen Betrieb von Windenergieparks an schwer zugänglichen Standorten (Offshore oder in Wüstengebieten, etc.), die aus einer größeren Zahl einzelner Windkraftanlagen bestehen, die auf eine Drehstromsammelschiene arbeiten. Diese Sammelschiene kann entweder Teil eines Verbundnetzes konstanter Frequenz und Spannung sein, oder ein lokales Netz variabler Frequenz und Span­ nung sein, das beispielsweise von einem größeren Frequenzumrichter gespeist wird.
Eine vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung ist bei einer torsionselastische Verbindung zwischen Windrad und direkt angetriebenem Synchrongenerator gegeben (beispielsweise durch eine torsionsweiche Welle, durch eine elastische Aufhängung des Generatorständers über Drehfedern, etc.). Daraus resultieren geringe Eigen­ schwingungsfrequenzen, die dann vorteilhafterweise durch eine "Pitch-Regelung" (Abbremsen des Rotors durch Verringerung, Beschleunigung durch Erhöhung des Anströmwinkels) aktiv bedämpft werden können: infolge der niedrigen Frequenzen ist ausreichend Zeit vorhanden, um die (bei der Pitch-Verstellung erforderli­ chen recht großen Blattwinkeländerungen) vorzunehmen, die das Antriebsdrehmoment in geeigneter Weise beeinflussen.
Eine weitere vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung ist auch bei einer steiferen Verbindung zwischen Wind­ rad und direkt angetriebenem Synchrongenerator gegeben (was bei getriebelosen Windkraftanlagen üblicher­ weise der Fall ist). Dadurch ergeben sich höhere Eigenschwingungsfrequenzen, die dann vorteilhafterweise durch eine "Active-Stall-Regelung" (Abbremsen des Rotors durch Erhöhung, Beschleunigung durch Verringe­ rung des Anströmwinkels) aktiv bedämpft werden können: beim Active-Stall-Prinzip sind durch die Herbeifüh­ rung des Strömungsabrisses am Profil kleinere Blattwinkeländerungen ausreichend, um das Antriebsdrehmo­ ment in geeigneter Weise zu beeinflussen. Werden die Antriebe zur Blattverstellung jedoch ausreichend di­ mensioniert, so ist auch bei einer steiferen Welle eine aktive Bedämpfung der Eigenschwingungen durch Pitch- Verstellung denkbar.
In weiterer Ausgestaltung der Erfindung kann die Verstellung der Rotorblätter durch ein Blattverstellsystem geschehen, wie es in [12] beschrieben ist. Es besteht aus einen einzelnen, fest im Maschinenhaus installierten Servomotor, der über eine zentrale Welle, 6 Riementriebe und 3 Winkelgetriebe die 3 Rotorblätter verstellt. Eine Verstellung geschieht dadurch, dass eine Drehzahldifferenz zwischen Windrad und zentraler Welle er­ zeugt wird, indem der Servomotor schneller oder langsamer als das Windrad angetrieben wird; bei synchro­ nem Lauf bleiben die Blätter in der aktuellen Position. Eine Dämpfung von Schwingungen im Antriebsstrang (Windrad gegen starres Netz) erfolgt bei dieser Ausgestaltung der Erfindung automatisch dadurch, dass bei asynchroner Drehung des Windrades relativ zum Servomotor die Blätter ohne Regeleingriff verdreht werden.
Eine weitere vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung ist dadurch gegeben, dass die aktive Dämpfung durch eine Blattwinkelregelung vorgenommen wird, der als Eingangsgrößen lediglich Generatorgrößen (Drehzahl, Strom, Spannung, etc.) zugeführt werden. Dadurch wird die Zahl der Sensoren verringert, die die Zuverlässig­ keit eines Systems verringern können. Ein weiterer Drehzahlsensor ist beispielsweise dann erforderlich, wenn ein Regelsystem eingesetzt wird, das als weitere Eingangsgröße die Windraddrehzahl benötigt. Dadurch könnte ein einfacherer Regler verwendet werden. Die Regel- und Betriebsführung der Windkraftanlage hält bestimmte Betriebsvariablen wie Drehzahl und elektrische Leistung im vorgegebenen Rahmen, indem sie verschiedene gemessene Signale wie Generatordrehzahl und -strom, Blattwinkel (evtl. Windraddrehzahl) als Eingangsgrößen zur Verfügung gestellt bekommt. Ausgangsgrößen sind die Verstellsignale an die Blattver­ stellantriebe.
In weiterer Ausgestaltung der Erfindung wird der Synchrongenerator konventionell durch Gleichstrom erregt, was eine Regelung der Erregung und damit auch der Blindleistung erlaubt.
In weiterer Ausgestaltung der Erfindung wird der Synchrongenerator durch Permanentmagnete erregt, was besonders kompakte und effiziente Windkraftanlagen ermöglicht. Dieses Generatorsystem zeichnet sich ne­ ben seiner Einfachheit durch höchste Effizienz aus, was sich günstig auf die Stromerzeugungskosten auswirkt. Zusätzlich lässt sich bei Permanenterregung die Generatorläufer-Drehträgheit minimieren, was die Eigenfre­ quenzen der höherfrequenten Eigenschwingung erhöht (beispielsweise auf über 100 Hz) und damit weniger kritisch werden lässt.
In weiterer Ausgestaltung der Erfindung wird der Synchrongenerator hybrid, d. h. durch Permanentmagnete und Gleichstrom erregt, was eine Regelung der Erregung und damit auch der Blindleistung bei hohem Wir­ kungsgrad erlaubt.
Ausführungsbeispiele der Erfindung sind in den Zeichnungen dargestellt und werden im Folgenden näher beschrieben. Es zeigen
Fig. 1 einen skizzierten Schnitt durch das Maschinenhaus einer getriebelosen Windkraftanlage mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung, Synchrongenerator und Transformator,
Fig. 2 einen skizzierten Schnitt durch das Maschinenhaus einer getriebelosen Windkraftanlage mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung, Synchrongenerator mit Hochspannungswicklung ohne Transformator,
Fig. 3 eine Prinzipskizze eines kleineren Windenergieparks bestehend aus getriebelosen Windkraftanlagen mit Anbindung über eine Drehstromsammelschiene, die ohne Transformator mit dem Niederspan­ nungsnetz verbunden ist,
Fig. 4 eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks bestehend aus getriebelosen Windkraftanlagen mit Anbindung über eine Drehstromsammelschiene, die über einen Transformator ein Drehstrom- Seekabel speist, das wiederum über einen Transformator mit dem Mittelspannungsnetz verbunden ist,
Fig. 5 eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks bestehend aus getriebelosen Windkraftanlagen mit Anbindung über eine Drehstromsammelschiene, die über einen Transformator und einen Gleich­ richter ein Gleichstrom-Seekabel speist, das wiederum über einen Wechselrichter und einen Trans­ formator mit dem Mittelspannungsnetz verbunden ist,
Fig. 6 eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks bestehend aus getriebe- und transformatorlosen Windkraftanlagen mit Anbindung über eine Drehstromsammelschiene, die über einen Transformator und einen Gleichrichter ein Gleichstrom-Seekabel speist, das wiederum über einen Wechselrichter und einen Transformator mit dem Mittelspannungsnetz verbunden ist,
Fig. 7 eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks bestehend aus Windkraftanlagen mit Anbindung über eine Drehstromsammelschiene, die über einen Transformator ein Drehstrom-Seekabel speist, das wiederum über einen Umrichter und einen Transformator mit dem Mittelspannungsnetz verbun­ den ist.
Fig. 1 zeigt einen skizzierten Schnitt durch das Maschinenhaus einer getriebelosen Windkraftanlage mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung. Die Windkraftanlage besitzt einen (luv- oder leeseitig zum Turm (7) angeordneten) Rotor, der mit einem oder mehreren Rotorblättern (4) ausgerüstet ist, die um ihre Längsachse auf ganzer Länge oder nur auf einem Teil ihrer Länge verdrehbar angeordnet sind. Die Blätter besitzen einen oder mehrere Blattverstellantriebe (3), mit deren Hilfe der Blattan­ stellwinkel aktiv auf einen bestimmten Wert eingestellt werden kann. Zur aktiven Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang werden die Blattverstellantriebe (3) von einer Regeleinrichtung (nicht dargestellt) entspre­ chend angesteuert. Diese Regeleinrichtung (nicht dargestellt) erhält als wichtigste Eingangsgröße den von einer Strommessvorrichtung (nicht dargestellt) gemessenen Generatorstrom. In einer möglichen Ausgestaltung der Erfindung wird der Regeleinrichtung (nicht dargestellt) zusätzlich die von einer Drehzahlmessvorrichtung (10) gemessene Generatordrehzahl zugeführt. Die Windkraftanlage besitzt einen Synchrongenerator (1), der über eine Welle (2) vom Windrad direkt ohne Getriebe angetrieben wird. Die Welle (2) ist mit Hilfe von Wälzla­ gern (6) gelagert, die die Kräfte des Windrads auf das Maschinenhaus ableiten. Die Klemmen der Ständer­ wicklung des Synchrongenerators (1) sind über ein Niederspannungskabel (8) direkt (ohne Frequenzumrichter) mit der Niederspannungsseite eines Transformators (5) verbunden, der (wie dargestellt) im Maschinenhaus, aber auch am oder im Turmfuß aufgestellt sein kann. Der Transformator ist oberspannungsseitig über ein Mittelspannungskabel (9) und eine Schaltanlage (nicht dargestellt) mit einem starren Netz oder einer Dreh­ stromsammelschiene verbunden.
Fig. 2 zeigt ebenfalls einen skizzierten Schnitt durch das Maschinenhaus einer getriebelosen Windkraftanlage mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung. Die Anlage entspricht der aus Fig. 1, bis auf den Synchrongenerator (1). Dieser besitzt hier eine Mittelspannungswicklung, deren Klemmen über ein Mittelspannungskabel (9) und eine Schaltanlage (nicht dargestellt) direkt (ohne Frequenz­ umrichter) mit einem starren Netz oder einer Drehstromsammelschiene verbunden sind. Dadurch kann bei dieser Ausführung auf einen Transformator verzichtet werden.
Fig. 3 zeigt eine Prinzipskizze eines kleineren Windenergieparks (30), bestehend aus getriebelosen Windkraft­ anlagen (20) mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung mit An­ bindung über eine Drehstromsammelschiene (31), die ohne Transformator mit dem Niederspannungsnetz (41) verbunden ist. Die getriebelosen Windkraftanlagen besitzen einen langsam laufenden Synchrongenerator (1), der über eine Welle (2) vom Windrad (4) direkt ohne Getriebe angetrieben wird. Die Rotorblätter des Windra­ des (4) sind mit einer Blattverstelleinrichtung (3) ausgerüstet, mit deren Hilfe eine aktive Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang vorgenommen wird. Die Ständerwicklung des Synchrongenerators (1) ist direkt (ohne Frequenzumrichter) mit einem Transformator (5) verbunden, der wiederum über eine Schaltanlage (23) mit einer Drehstromsammelschiene (31) verbunden ist. Die Netzanbindung (40) an das Niederspan­ nungsnetz (41) geschieht über ein Niederspannungskabel (34) und eine Schaltanlage (23). Infolge der kon­ stanten Netzfrequenz laufen alle Windkraftanlagen mit konstanter Drehzahl.
Fig. 4 zeigt eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks (30) bestehend aus getriebelosen Windkraft­ anlagen (20) mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung mit An­ bindung über eine Drehstromsammelschiene (31), die über einen Transformator (32) ein Drehstrom-Seekabel (33) speist, das wiederum über einen Transformator (35) mit dem Mittelspannungsnetz (51) verbunden ist. Die landseitige Netzanbindung (50) an das Mittelspannungsnetz (51) geschieht wiederum über eine Schaltanlage (23). Infolge der konstanten Netzfrequenz laufen auch hier alle Windkraftanlagen mit konstanter Drehzahl.
Fig. 5 zeigt eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks (30) bestehend aus getriebelosen Windkraft­ anlagen (20) mit aktiver Dämpfung der Schwingungen im Antriebsstrang durch Blattwinkelverstellung mit An­ bindung über eine Drehstromsammelschiene (31), die über einen Transformator (32) und einen Gleichrichter (44) ein Gleichstrom-Seekabel (45) speist, das wiederum über einen Wechselrichter (43) und einen Transfor­ mator (35) mit dem Mittelspannungsnetz (51) verbunden ist. Die landseitige Netzanbindung (50) an das Mit­ telspannungsnetz (51) geschieht wiederum über eine Schaltanlage (23). Infolge der variablen Frequenz und Spannung des Offshore-Inselnetzes laufen hier alle Windkraftanlagen mit variabler, aber gleicher Drehzahl, was zu höherem Energieertrag führen dürfte. Weiterer Vorteil sind die Gleichstrom-Seekabel (45), die keine kapazitive Ladeleistung benötigen und dadurch in ihrer Länge nicht beschränkt sind.
Fig. 6 zeigt ebenfalls eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks (30), der in seiner Anordnung dem in Fig. 5 entspricht, bis auf die verwendeten Synchrongeneratoren (1). Diese besitzen hier eine Mittelspan­ nungswicklung die über eine Schaltanlage (23) direkt (ohne Transformator und Frequenzumrichter) mit einer Drehstromsammelschiene (31) verbunden sind. Dadurch kann bei dieser Ausführung auf die Transformatoren in den Windkraftanlagen verzichtet werden.
Fig. 7 zeigt eine Prinzipskizze eines Offshore-Windenergieparks (30), dessen Offshore-Teil exakt dem aus Fig. 4 entspricht. Die landseitige Netzanbindung (50) an das Mittelspannungsnetz (51) geschieht hier jedoch über einen Umrichter, der aus Gleich- (44) und Wechselrichter (43) besteht. Dieser speist über einen Trans­ formator (35) und eine Schaltanlage (23) das Mittelspannungsnetz (51). Infolge der variablen Frequenz und Spannung des Offshore-Inselnetzes (und des Seekabels (33)) laufen hier alle Windkraftanlagen mit variabler, aber gleicher Drehzahl, was zu höherem Energieertrag führen dürfte. Weitere Vorteile hier sind die landseitige, gut zugängliche Anordnung des kompletten Umrichters (43+44) und dass die kapazitive Ladeleistung der Drehstrom-Seekabel (33) den Windkraftgeneratoren als Blindleistung zur Verfügung steht, wodurch ein einfa­ cher und kostengünstiger Gleichrichter (44) einsetzbar wird. Die Darstellung der konventionellen Windkraftan­ lage (21) mit Asynchrongenerator (11) und Getriebe (12) soll andeuten, dass eine Einbindung konventioneller Windkraftanlagen in den Offshore-Windenergiepark (30) problemlos möglich ist. Dies ist auch bei allen darge­ stellten Konfigurationen in Fig. 3 bis 6 möglich.
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Claims (8)

1. Windkraftanlage mit direkt Netz gekoppeltem Synchrongenerator und aktiver Dämpfung von Schwingun­ gen im Antriebsstrang durch Beeinflussung des Antriebsdrehmoments über eine Verdrehung der Rotor­ blätter um ihre Längsachse, dadurch gekennzeichnet, dass die Windkraftanlage kein Verschleiß und Spiel behaftetes mechanisches Getriebe sondern einen direkt vom Windrad angetriebenen langsam laufenden Synchrongenerator be­ sitzt.
2. Windkraftanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass mehrere getriebelose Windkraftanlagen mit aktiver Dämpfung durch eine Blattwinkelverstellung einen Windenergiepark bilden, deren Synchrongeneratoren direkt (ohne Frequenz­ umrichter) mit einem Netz verbunden ist, das Teil eines Verbundnetzes konstanter Frequenz und Span­ nung oder auch ein lokales Netz variabler Frequenz und Spannung ist, das beispielsweise von einem größeren Frequenzumrichter gespeist wird.
3. Windkraftanlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die aktive Dämpfung durch eine Blattwinkelregelung geschieht, der als Eingangsgrößen Generatorgrößen (Drehzahl, Strom, Spannung, etc.) zugeführt werden, oder der als weitere Eingangsgröße die Windraddrehzahl zugeführt wird.
4. Windkraftanlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die aktive Dämpfung durch eine Blattwinkelregelung geschieht, der als einzige Eingangsgröße der Generatorstrom zugeführt wird und auf jegliche Drehzahlsensoren verzichtet werden kann.
5. Windkraftanlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die aktive Dämpfung durch eine Blattwinkelverstelleinrichtung geschieht, die aus einem fest im Maschinenhaus installierten Servomotor, der über eine zentrale Welle, Riementrie­ be und Winkelgetriebe die Rotorblätter verstellt, wodurch eine Schwingungsdämpfung dadurch verein­ facht wird, dass bei asynchroner Drehung des Windrades relativ zum Servomotor die Blätter ohne Regel­ eingriff in die richtige Richtung verdreht werden.
6. Windkraftanlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Verdrehung der Rotorblätter auf ganzer Länge oder nur auf einem Teil ihrer Länge erfolgt.
7. Windkraftanlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Reduzierung des Antriebsdrehmoments durch Verdrehung der Ro­ torblätter entweder in Richtung der Fahnenstellung (Verringerung des Anströmwinkels, "Pitch") oder ent­ gegen der Fahnenstellung (aktive Herbeiführung des Strömungsabrisses, "Active Stall") erfolgt.
8. Windkraftanlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der direkt vom Windrad angetriebene langsam laufende Synchrongene­ rator durch Permanentmagnete oder durch Gleichstrom oder hybrid erregt wird.
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