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Die
Erfindung betrifft einen Windpark nach der im Oberbegriff von Anspruch
1 näher definierten Art. Außerdem betrifft die
Erfindung ein Verfahren zum Betreiben eines Windparks nach der im
Oberbegriff von Anspruch 8 näher definierten Art.
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Windparks
aus wenigstens zwei Windenergie- oder Windkraftanlagen sind aus
dem allgemeinen Stand der Technik bekannt. Typischerweise werden
eine Vielzahl von Windenergieanlagen untereinander über
ein elektrisches Verbundnetz zusammengefasst und speisen dann die
von ihnen erzeugte elektrische Leistung gemeinsam an einem Netzeinspeisepunkt
in ein elektrisches Versorgungsnetz ein. Das elektrische Versorgungsnetz
ist dabei je nach Region und Ausbau typischerweise als Hochspannungsnetz,
also auf einem Spannungsniveau von 110 kV, 220 kV oder 380 kV ausgebildet.
Alternativ dazu wäre auch ein Mittelspannungsnetz denkbar, welches
typischerweise in einer Größenordnung von 10 bis
60 kV angesiedelt ist. Mittelspannungsnetze werden typischerweise
zur Versorgung im regionalen Bereich, beispielsweise innerhalb von
Städten oder Regionen, eingesetzt. Mittelspannungsnetze
sind üblicherweise auf der Basis von 10 kV und 20 kV angelegt.
Außerdem ist es für Hochleistungsnetze im Mittelspannungsbereich
auch üblich, diese auf einem Spannungsniveau von 34 kV
auszubilden, um noch leistungsfähigere und verlustärmere
elektrische Versorgungsnetze über größere
regionale Strecken aufbauen zu können. Herkömmliche
elektrische Ausrüstungen für Mittelspannungsnetze,
wie z. B. Schaftschütze sind in einem Spannungsbereich
bis zu 36 kV zu beziehen, so dass aus heutiger Sicht ein Mittelspannungsnetz
typischerweise auf einem der drei Spannungsniveaus 10 kV, 20 kV
oder 34 kV ausgebildet werden kann.
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Im
Hinblick auf die Erzeugung von elektrischer Energie aus erneuerbaren
Energien mittels Windenergieanlagen ist es angestrebt, den Anteil
an der Windenergieanlagen aus regenerativ erzeugter elektrischer
Energie im Energiemix nach Möglichkeit zu erhöhen.
Um die Netzstabilität und Einspeisequalität in
einem elektrischen Versorgungsnetzen durch erneuerbare Energien
zu erhöhen, ist es notwendig, dass alle erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen, also
auch die Windparks, notwendige Kriterien bei der Einspeisung der
von ihnen erzeugten elektrischen Leistung einhalten. Daher sind
seitens des Betreibers des elektrischen Versorgungsnetzes bestimmte
Anforderungen an die Leistung des Windparks, wie auch anderer elektrischer
Energieerzeugungsanlagen, vorgegeben. Diese umfassen hinsichtlich
der Wirkleistung die folgenden Punkte:
- – Der
Windpark muss mit reduzierter Leistungsabgabe, also reduzierter
Wirkleistung, betrieben werden können.
- – Der Windpark muss seine Wirkleistung in Stufen der
vereinbarten Anschlusswirkleistung reduzieren können.
- – Die Reduzierung der Leistungsabgabe auf den jeweiligen
Sollwert muss unverzüglich, jedoch maximal innerhalb einer
Minute erfolgen.
- – Eine Reduzierung bis auf einen Sollwert von null Prozent
muss ohne automatische Trennung vom elektrischen Versorgungsnetz
technisch möglich sein.
- – Alle Windenergieanlagen innerhalb des Windparks müssen
in der Lage sein, im Betrieb bei einer Grenzfrequenz oberhalb der
Nennfrequenz die momentane Wirkleistung, welche zum Zeitpunkt der
Anforderung als Wert eingefroren wird, mit einem Gradienten der
momentan verfügbaren Leistung des Generators je Hertz abzusenken.
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Ferner
sind gewisse Anforderungen an die Blindleistung zu stellen, da diese
unter anderem für den Transport der Energie durch das elektrische
Versorgungsnetzwerk benötigt wird. Die Blindleistung muss
also parallel zur Wirkleistung entsprechend der Vorgaben des Betreibers
des elektrischen Versorgungsnetzwerks eingespeist werden. Die Vorgabe für
die einzuspeisende Blindleistung kann dabei entweder aus
- 1. einem festen Verschiebefaktor cosφ zwischen Wirk-
und Blindleistung; oder
- 2. einem Verschiebefaktor in Abhängigkeit der Wirkleistung
(cosφ(P)) oder
- 3. einem fest vorgegebener Wert der Blindleistung Q0 in
MVAr; oder
- 4. einer Blindleistungs-/Spannungskennlinie Q(U); oder
- 5. ein vorgegebener Spannungswert in Einspeispunkt
bestehen.
Die Vorgabe ist entweder ein fester Vorgabewert oder ein den aktuellen
Anforderungen entsprechender variabler Vorgabewert, welcher beispielsweise über
eine Vorgabe des Netzbetreibers oder über eine Netzleitwarte
bzw. in der Kommunikations- beziehungsweise Steuereinrichtungen
zwischen Netzleitwarte und Windparksteuereinrichtung übertragen
wird. Die Blindleistung oder cosφ oder des Spannungsniveaus
des Windparks im Netzeinspeisepunkt muss also entsprechend einstellbar sein.
Der vereinbarte Blindleistungsbereich muss unabhängig von
der Art, in welcher der Vorgabewert gemäß der
obigen Aufzählung vorgegeben wird, innerhalb weniger Minuten
beliebig oft durchfahren werden können.
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Zur
Zeit entspricht typischerweise jedoch die Einspeisequalität
von Windenergieanlagen nicht den geforderten Anforderungen zur Einspeisung
in elektrische Versorgungsnetze und trägt somit auch nicht zur
Netzstabilität in Versorgungsnetzen bei. Diese Aufgaben
werden immer nach von konventionellen Kraftwerken beispielsweise
Kohlekraftwerke oder Atomkraftwerke übernommen, so dass
fehlenden Beiträge zur Netzstabilität und Netzeinspeisequalität von
Windparks durch diese bisher kompensiert wurden.
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Damit
ist jedoch der maximale Anteil an durch Windparks erzeugter regenerativer
Energie in dem elektrischen Versorgungsnetz entsprechend beschränkt,
da immer nur ein so großer Anteil an regenerativer Energie
aus Windparks eingespeist werden kann, dass die konventionellen
Kraftwerke in der Lage sind, die Netzeinspeiseanforderungen auszugleichen.
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Um
dieser Problematik zu begegnen ist es daher unbedingt notwendig,
dass zukünftig auch Windparks entsprechend der Netzeinspeiseanforderungen
die erzeugte Energie in das Versorgungsnetz einspeisen. Hierfür
müssen sie insbesondere in der Lage sein, die zur Aufrechterhaltung
einer stabilen Funktionalität des elektrischen Versorgungsnetzes benötigte
Blindleistung oder cosφ oder des Spannungsniveaus an dem
Netzeinspeisepunkt zu dem elektrischen Versorgungsnetz zu liefern.
Dies kann prinzipiell dadurch realisiert werden, dass im Bereich der
Windparks große Kondensatorbänke, Phasenschieber
oder Blindleistungskompensatoren auf der Basis von leistungselektronischen
Bauteilen eingesetzt werden. Solche Maßnahmen zur Erzeugung der
geforderten Blindleistung bei der Einspeisung der elektrischen Leistung
in das elektrische Versorgungsnetz sind dabei vergleichsweise aufwändig
und teuer, und erhöhen die Kosten und den Wartungsbedarf
für den Windpark erheblich.
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Es
wird daher in der deutschen Patentanmeldung
DE 10 2007 044 601 A1 vorgeschlagen,
dass jede der Windenergieanlagen in einem Windpark mit einem Frequenzumrichter
ausgestattet ist, welcher anhand der Vorgaben einer zentralen Windpark-Steuereinrichtung
betrieben wird. Die zentrale Steuereinrichtung setzt nun die festgelegten
oder aktuell in dem elektrischen Versorgungsnetz benötigten Werte
hinsichtlich der Wirkleistung und insbesondere hinsichtlich der
Blindleistung entsprechend um, und generiert daraus eine durch die
Zahl der identisch aufgebauten Windenergieanlagen dividierte Anforderung
für jede einzelne Windenergieanlage des Windparks. Die
Frequenzumrichter der einzelnen Windenergieanlagen werden dann entsprechend
angesteuert, um die Blindleistung an dem Netzeinspeisepunkt zum
elektrischen Versorgungsnetz zu liefern, welche durch die Windpark-Steuereinrichtung
angefordert wurde. Da Frequenzumrichter teuer sind, sind diese typischerweise
knapp dimensioniert, um die Kosten der in jeder einzelnen Windenergieanlage
vorhandenen Frequenzumrichter möglichst gering zu halten. Was
sich aber widerspricht mit der Bereitstellung zusätzlich
von Blindleistung. Dies bedeutet nun aber, zunächst den
Einsatz von größer ausgelegten Frequenzumrichtern
und um schnellstmöglich an dem Netzeinspeisepunkt des Windparks
zum elektrischen Versorgungsnetz die angeforderten Parameter hinsichtlich
der Blindleistung bereitstellen zu können, dass eine sehr
schnelle Reaktion auf die Vorgaben der Windpark-Steuereinrichtung
notwendig ist, da keine der Windenergieanlagen auch nur kurzfristig mehr
an Blindleistung liefern kann, als typischerweise notwendig. Dies
stellt einen erheblichen Aufwand hinsichtlich der Steuerung und
der Regelung dar. Die vergleichsweise somit teuren Frequenzumrichter (größeren)
erhöhen außerdem die Kosten für die einzelnen
Windenergieanlagen in einem Windpark deutlich, sodass durch den
in der oben genannten Offenlegungsschrift beschriebenen Windpark
zwar die erforderliche Funktionalität, jedoch bei entsprechend hohen
Kosten der Windenergieanlagen ermöglicht wird.
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Die
Aufgabe der hier vorliegenden Erfindung ist es daher einen Windpark
sowie ein Verfahren zum Betreiben eines Windparks anzugeben, welcher
eine gute Qualität der einzuspeisenden elektrischen Leistung
ermöglicht und dabei deutlich geringeren Kosten für
den gesamten Windpark verursacht.
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Erfindungsgemäß wird
diese Aufgabe durch die in den kennzeichnenden Teilen der Ansprüche
1 und 8 genannten Merkmale gelöst. Weitere vorteilhafte
Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich dabei aus den jeweils
abhängigen Unteransprüchen.
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Bei
dem erfindungsgemäßen Aufbau ist es nun so, dass
auf vergleichsweise aufwändige und teure Frequenzumrichter
verzichtet wird. Außerdem verzichtet der Windpark auf aufwändige
und teure Einrichtungen zur Bereitstellung der Blindleistung, beispielsweise
mit Blindleistungskompensatoren in Form von Kondensatorbänken,
Phasenschiebern oder großen Leistungselektronikeinheiten.
Vielmehr kann der erfindungsgemäße Windpark so
betrieben werden, dass der wenigstens eine selbsterregte Synchrongenerator
mit stellbarer Erregung die benötigte Blindleistung oder
den benötigten cosφ oder das erforderliche Spannungsniveaus
nach Vorgabe der Windparksteuereinrichtung zur Verfügung
stellt.
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Durch
den Einsatz wenigstens einer Windeenergieanlagen mit selbsterregtem
Synchrongenerator mit stellbarer Erregung kann so die Blindleistung oder
cosφ oder das Spannungsniveaus, welche von dem Windpark
abgegeben wird, einfach und kostengünstig den entsprechenden
Anforderungen des Netzbetreibers angepasst werden. Dadurch wird
mit günstigen Mitteln ein sehr einfacher und sicherer Betrieb
des Windparks mit bestmöglicher Qualität der in das
elektrische Versorgungsnetz eingespeisten Leistung möglich.
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Gemäß der
sehr vorteilhaften Weiterbildung des erfindungsgemäßen
Windparks ist es ferner vorgesehen, dass wenigstens eine der Windenergieanlagen
mit einem Generator ausgestattet ist, dessen Blindleistungsabgabe
nicht oder nur in kleinerem Maße als die des selbsterregten
Synchrongenerators mit stellbarer Erregung steuerbar ist. Der Windpark kann
also in dieser bevorzugten Ausführungsform als „gemischter” Windpark
mit nur einer oder einigen Windenergieanlagen mit selbsterregten
Synchrongeneratoren mit stellbarer Erregung ausgebildet sein. Die
anderen Windenergieanlagen können dann herkömmliche
Anlagen, beispielsweise mit Asynchrongeneratoren mit Teilfrequenzumrichtern,
insbesondere doppelgespeisten Asynchrongeneratoren, oder Generatoren
mit Vollumrichter sein. Der Aufwand hinsichtlich dieser Anlagen
kann vergleichsweise klein gehalten werden, da durch die wenigstens
eine Windenergieanlage mit selbsterregtem Synchrongenerator mit
stellbarer Erregung, die benötigte Blindleistung entsprechend
der Vorgabe des Betreibers des elektrischen Versorgungsnetzes einfach
und kostengünstig bereitgestellt werden kann.
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In
dem erfindungsgemäßen Verfahren zum Betreiben
eines solchen Windparks ist es dementsprechend vorgesehen, dass
die Windparksteuereinrichtung ein Blindleistungssteuersignal an
wenigstens eine der Windenergieanlagen mit dem selbsterregten Synchrongenerator
mit stellbarer Erregung übermittelt. Die Erregung des Synchrongenerators wird
dann so gestellt, dass dieser die von der Windparksteuereinrichtung
geforderte Blindleistung bereitstellt. Die Windparksteuereinrichtung
berücksichtigt dabei insbesondere die Anzahl und die Lage
der einzelnen Windenergieanlagen mit selbsterregten Synchrongenerator
mit stellbarer Erregung, sodass insgesamt die geforderte Blindleistung
in einer der oben näher definierten benötigten
Arten von dem Windpark an einem Netzeinspeisepunkt zu dem elektrischen
Versorgungsnetz abgegeben wird.
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Weitere
vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen
Windparks sowie des erfindungsgemäßen Verfahrens
zum Betreiben eines Windparks finden sich in den restlichen abhängigen
Ansprüchen und werden durch das Ausführungsbeispiel deutlich,
welches nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten
Figuren näher erläutert wird.
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Dabei
zeigen:
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1 einen
beispielhaften Windpark gemäß der Erfindung;
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2 eine
einzelne Windenergieanlage gemäß der Erfindung;
und
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3 einen
Antriebsstrang für eine Windkraftanlage gemäß einer
Ausführungsform der Erfindung.
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In
der Darstellung der 1 ist ein Windpark 1 zu
erkennen, welcher aus einer Vielzahl von Windenergieanlagen 2, 2' beziehungsweise
Windkraftanlagen 2, 2' besteht. Der Aufbau zeigt
hier beispielhaft einen Windpark 1 mit drei Gruppen von
Windenergieanlagen 2, 2', welche über
elektrische Leitungen 3 mit einem Verbundnetz 4 verbunden
sind. Das Verbundnetz 4 ist im hier dargestellten Fall
in der Art eines Sternnetzes ausgebildet und verbindet die Windenergieanlagen 2, 2' untereinander
und mittelbar mit einem Netzeinspeisepunkt 5, welcher hier
durch eine Schalteinrichtung angedeutet ist. Im Bereich des Netzeinspeisepunkts 5 ist,
wird die von den Windenergieanlagen 2, 2' erzeugte
und über das elektrische Verbindungsnetz 4 gesammelte
elektrische Leistung an ein elektrisches Versorgungsnetz 6 übergeben, welches
beispielsweise als elektrisches Versorgungsnetz 6 eines
regionalen oder überregionalen elektrischen Energieversorgers
ausgebildet und hier durch einen Strommasten symbolisch angedeutet
ist. Die einzelnen Windenergieanlagen 2, 2' verfügen
jeweils über eine sogenannte Kanzel 7, welche
einen Rotor 8 trägt und auf einem Mast 9 azimutaldrehbar gelagert
ist. Dadurch kann der Rotor 8 sich immer in eine hinsichtlich
des anströmenden Windes günstige Position drehen.
Diese Einzelteile der Windenergieanlagen 2, 2' sind
dabei beispielhaft an zwei der Windenergieanlagen 2, 2' mit
Bezugszeichen versehen. Die anderen Anlagen sind hierzu analog aufgebaut.
Jeder Windenergieanlagen 2, 2' weist dabei einen
von dem Rotor 8 zumindest mittelbar angetriebenen Generator 10 auf, über
welchen in an sich bekannter Art und Weise die elektrische Leistung
bereitgestellt wird, und welcher jeweils nur in den beiden mit den
Bezugszeichen versehenen Windenergieanlagen 2, 2' dargestellt
ist.
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Nun
ist zu erkennen, dass die mit 2 bezeichneten Windenergieanlagen
eine andere Form der Kanzel 7 aufweisen, als die mit 2' bezeichneten Windenergieanlagen.
Für die hier vorliegende Erfindung sind dabei die mit 2 bezeichneten
Windenergieanlagen von besonderer Bedeutung. Auf diese wird im weiteren
Verlauf der Beschreibung noch näher eingegangen. Die mit
der im hinteren Bereich abgeflachten Kanzel 7 dargestellten
Windenergieanlagen 2' können herkömmliche
Windenergieanlagen sein, welche beispielsweise mit einem Generator 10 in Form
eines Asynchrongenerators 10.1 mit Teilumrichter als doppelgespeisten
Asynchrongenerator oder in Form eines Generator mit Vollumrichter
ausgestattet sind.
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In
der Darstellung der 2 ist eine der Windenergieanlagen 2 beispielhaft
nochmals in einer vergrößerten Darstellung zu
erkennen. Dabei ist zu erkennen, dass der Rotor 8 über
einen Antriebsstrang 11, auf welchen später noch
näher eingegangen werden wird, den Generator 10 antreibt,
welcher im Falle der Windenergieanlage 2 ein selbsterregter Synchrongenerator 10.2 mit
stellbarer Erregung ist. Außerdem ist eine Erregermaschine 12 angedeutet, als
eine der Möglichkeiten, die Erregung zu stellen. Der Synchrongenerator 10.2 liefert
dabei die elektrische Leistung an die Leitung 3, welche
hier beispielhaft mit einer Induktivität 13 und
einem ohmschen Widerstand 14 sowie einer Kapazität 15 dargestellt ist,
in das hier symbolische angedeutete elektrische Verbindungsnetz 4 des
Windparks 1. Die Windenergieanlage 2 verfügt
im Bereich ihrer Kanzel 7, oder auch an anderer Stelle
in der Windenergieanlage 2 in der hier dargestellten bevorzugten
Ausführungsform über ein Steuergerät 16,
welches wie durch die gestrichelten Pfeile angedeutet, zur Steuerung
der Windenergieanlage 2 eingesetzt werden kann. Es steht,
wie durch die strichpunktierten Pfeile der 1 zu erkennen
ist, dabei in Kommunikationsverbindung mit einer in 1 dargestellten
Windparksteuereinrichtung 17.
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Das
Steuergerät 16 ist dabei in der Lage sowohl den
Antriebsstrang 11 anzusteuern, wie es später noch
näher beschrieben werden wird, als auch den Rotor 8.
Beim Rotor 8 besteht die Ansteuerung im Wesentlichen darin,
dass der Anstellwinkel der Rotorblätter des Rotors 8 variiert
wird, sodass der Rotor 8 bei einem konstanten anströmenden
Wind ein unterschiedliches Drehmoment an der Welle zur Verfügung
stellt. Außerdem kann über die Steuereinrichtung 8 der
Synchrongenerator 10.2 beziehungsweise seine Erregermaschine 12 angesteuert
werden, um so die Erregung des Synchrongenerators 10.2 einzustellen.
Dadurch lässt sich die von dem Synchrongenerator 10.2 erzeugte
Blindleistung beeinflussen, beispielsweise hinsichtlich des Verhältnisses
von Blindleistung zu Wirkleistung, also hinsichtlich des sogenannten
Verschiebefaktors cosφ sowie ob es sich um kapazitive oder
induktive Blindleistung handelt, letztlich also das Vorzeichen der Blindleistung.
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Die
Windenergieanlagen 2, 2' sind typischerweise drehzahlvariable
Anlagen. Die Windenergieanlagen 2 können mit dem
Antriebsstrang 11 zum Übertragen einer variablen
Leistung mit einer variablen Eingangsdrehzahl und konstanter Ausgangsdrehzahl,
die wiederum auf den Generator 10 übertragen wird,
ausgebildet sein. 3 zeigt hierzu in schematisch
vereinfachter Art und Weise einen solchen Antriebsstrang 11.
Dieser umfasst neben dem Rotor 8 ein Hochsetzgetriebe 18,
welches die vergleichsweise niedrige Drehzahl des Rotors 8 auf
eine deutlich höhere Drehzahl erhöht, beispielsweise
um einen Faktor in der Größenordnung von 30. Außerdem
umfasst der Antriebsstrang 11 ein Überlagerungsgetriebe 19 zur
Leistungsverzweigung, beispielsweise bestehend aus einem Untersetzungsgetriebe 20,
einem Planetengetriebe 21, sowie als weitere Komponenten
einen hydrodynamischen Kreislauf 22. Der hydrodynamische
Kreislauf 22 zweigt Leistung aus dem Hauptstrang ab beziehungsweise überträgt
diese rückwirkend auf das Überlagerungsgetriebe 19.
Auch ist es denkbar, den Antriebsstrang 11 so zu konstruieren,
dass man vom Überlagerungsgetriebe 19 über den
hydrodynamischen Kreislauf 22 auf den Hauptstrang die Teilleistung
einleitet. Hierbei ist es möglich, als hydrodynamischen
Kreislauf 22 einen hydrodynamischen Wandler, eine hydrodynamische Kupplung
oder einen Trilokwandler einzusetzen. Generell wird als hydrodynamischer
Kreislauf 22 ein solcher verwendet, der zumindest im gewissen
Grade in seiner Leistungsaufnahme und seiner Leistungsabgabe regelbar
ist.
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Für
die vorliegende Aufgabenstellung und insbesondere für den
Einsatz in Windenergieanlagen 2 ist die Regelbarkeit des
hydrodynamischen Kreislaufs 22 von entscheidender Bedeutung.
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Kennzeichnend
für einen hydrodynamischen Kreislauf 8 in dem
Antriebsstrang 2 ist, dass dieser – zumindest
in gewissem Maße – eine in etwa vergleichbare
Reaktivität aufweist, wie der Rotor 1, welche
aus einer internen parabolischen Kennlinie ähnlich der
Kennlinie des Rotors 1 herrührt. Dabei wird ein
gleichartiges Verhalten des Übertragungsgetriebes 19 zum
Rotor 8 für ein vorteilhaftes Regelungsverhalten
ausgenutzt, welche aus der Charakteristik des hydrodynamischen Kreislaufs 22 als
Strömungsmaschine resultiert. Insbesondere im Teillastbereich und
bei kurzzeitigen Schwankungen im System können durch den
Antriebsstrang 11 somit gut ausgeregelt werden, was aus
regelungstechnischer Sicht einen wesentlichen Vorteil bei der Konstanthaltung
der Abtriebsdrehzahl des Antriebsstrangs 11 und damit der
Antriebsdrehzahl des Generators 10 darstellt. Der Aufbau
des Antriebsstrangs 1 ist dabei sowohl für den
Antrieb des Synchrongenerators 10.2 als für den
des Asynchrongenerators 10.1 geeignet.
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Im
Weiteren wird hinsichtlich des Antriebsstrangs
11 auf die
detaillierte Darstellung eines solchen Antriebsstrangs
11 in
Verwendung mit einem Asynchrongenerator in
DE 103 14 757 B3 verwiesen.
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Im
Bereich der Windparksteuereinrichtung 17 liegt nun eine
Vorgabe des elektrischen Versorgungsnetzes 6 beziehungsweise
des Netzbetreibers vor, welche sich einerseits auf die von dem Windpark 1 im
Netzeinspeisepunkt 5 bereitzustellende Wirkleistung als
auch auf die an diesem Bereich bereitzustellende Blindleistung oder
den benötigten cosφ oder des erforderlichen Spannungsniveaus
bezieht. Wie bereits eingangs erwähnt, können
diese Vorgaben aus festen Werten bestehen, welche zum Beispiel fest
vereinbart sind. Es ist jedoch auch möglich, dass diese
Vorgaben sich gemäß des aktuellen Zustands des
elektrischen Versorgungsnetzes 6 ändern. Sie werden
der Windparksteuereinrichtung 17 dann über ein
entsprechendes Kommunikationsmittel, beispielsweise eine Fernwirkanlage, übermittelt. Dies
ist in der Darstellung der 1 durch
die strich-zwei-punktierte Linie angedeutet.
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Im
ersten Beispiel soll nun auf eine Wirkleistungsanforderung eingegangen
werden. Eine solche Wirkleistungsanforderung wird typischerweise
eine Reduktion der am Netzeinspeisepunkt 5 bereitgestellten
Wirkleistung durch den Windpark 1 sein. Die Windparksteuereinrichtung 17 kann
nun, wie durch die strichpunktierten Pfeile angedeutet, wahlweise einzelne
oder alle Windenergieanlagen 2, 2' entsprechend
ansteuern. Hinsichtlich der zu erzeugenden Wirkleistung wird es
typischerweise zu einer Ansteuerung aller Windenergieanlagen 2 und 2' kommen, welche
hinsichtlich der zu erzeugenden Wirkleistung typischerweise gleich
behandelt werden. Als erstes muss, um die Wirkleistung, welche von
den Windenergieanlagen 2, 2' erzeugt wird, zu
reduzieren die in den Bereich der Generatoren 10 eingetragene
Leistung reduziert werden. Diese ist bei Windenergieanlagen 2 kurzfristig
sehr schnell über den Drehmomentwandler des Antriebsstrangs 11 möglich.
Durch eine entsprechende Ansteuerung der Leitschaufeln in dem hydrodynamischen
Kreislauf 22 durch das Steuergerät 16 lässt
sich das in den Bereich des Generators 10 eingetragene
Drehmoment beeinflussen. Die über den hydrodynamischen
Kreislauf sehr schnell mögliche Reduktion des Drehmoments
führt dann zuerst, zu einem geringeren Gegenmoment am Rotor 8.
Bis eine von dem Steuergerät 16 gleichzeitig zur
Ansteuerung der Leitschaufeln bewirkte Verstellung der Rotorblätter
erfolgt ist beziehungsweise wirkt, wird daher die Drehzahl des Rotors 8 zuerst
erhöht. Sobald dann die Einstellung der Rotorblätter abgeschlossen
ist, kann auch ohne den hydrodynamischen Kreislauf 22 das
gewünschte Drehmoment im Bereich des Generators 10 bereitgestellt
werden. Die Ansteuerung der Leitschaufeln erfolgt gleichfalls auch
bei Windenergieanlagen 2'.
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Neben
diesem Einfluss, welcher bevorzugt auf alle Windenergieanlagen 2, 2' des
Windparks 1 möglich sein sollte, ist es außerdem
denkbar und besonders günstig, wenn einzelne der Windenergieanlagen 2, 2' durch
die Windparksteuereinrichtung 17 bei einer gesenkten Wirkleistungsvorgabe
durch das elektrische Versorgungsnetz 6 abgeschaltet werden. Damit
lässt sich die Wirkleistung ebenfalls in einzelnen Leistungsstufen,
welche durch die Nennleistung der einzelnen Windenergieanlagen 2, 2' vorgegeben sind,
reduzieren. Dies hat neben einer schnellen Reduktion der Wirkleistung
außerdem den Vorteil, dass einzelne Windenergieanlagen 2, 2' weniger
Betriebsstunden haben, als andere der Windenergieanlagen 2, 2' in
dem Windpark 1. Wird nun bei einer Wirkleistungsvorgabe,
durch welche die von dem Windpark 1 abgegebene Wirkleistung
verringert wird, nicht jeweils dieselbe Windenergieanlage 2, 2' oder
Gruppe von Windenergieanlagen 2, 2' abgeschaltet,
sondern immer andere Windenergieanlagen 2, 2',
dann ergibt sich so insgesamt eine Schonung der einzelnen Windenergieanlagen 2, 2' des
Windparks 1. Dieser kann dann insgesamt eine höhere
Lebensdauer erzielen, da die Gesamtbetriebsstunden in Phasen verringerter
Wirkleistungsabgabe auf verschiedene Windenergieanlagen 2, 2' aufgeteilt
werden.
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Nun
ist, wie bereits eingangs erwähnt, die Regelung der Blindleistung
in den drei dargelegten Formen, also als festen abzugebenden Blindleistungswert,
als festen Verschiebefaktor oder als von der Leistung abhängigen
Verschiebefaktor, für die Qualität der Leistungsabgabe
am Netzeinspeisepunkt 5 von dem Windpark 1 in
das elektrische Versorgungsnetz 6 von besonderer Bedeutung.
Bei dem erfindungsgemäßen Windpark 1 ist
es nun so, dass die Windenergieanlagen 2', welche herkömmlich
aufgebaut sind, also beispielsweise mit Asynchrongeneratoren mit
Teilumrichter 10.1 arbeiten, hinsichtlich der Blindleistung
durch den Windparksteuereinrichtung 17 nur eingeschränkt
berücksichtigt werden. Kommt nun eine entsprechende Wirkleistungsvorgabe,
entweder als feste Vorgabe oder über die bereits erwähnte
Fernwirkeinrichtung vom elektrischen Versorgungsnetz 6 zu
der Windparksteuereinrichtung 17, so wird diese darauf
reagieren, indem sie durch eine Verstellung der Erregung der selbsterregten Synchrongeneratoren 10.2 so
auf die Windenergieanlagen 2 einwirkt, dass diese die erforderliche
Blindleistung bereitstellen.
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Die
Windparksteuereinrichtung 17 wird dabei die Topologie des
Windparks 1 mit berücksichtigen. In der Windparksteuereinrichtung 17 ist
hinterlegt, welche der einzelnen Windenergieanlagen 2 wo
angeordnet ist, welche Zuleitung (Leitung 3) zum Netzeinspeisepunkt 5 eben
diese Windenergieanlage 2 besitzt. Dies ist hinsichtlich
des ohmschen Widerstands 14, insbesondere aber hinsichtlich
der Kapazität 15 und der Induktivität 13 von
entscheidender Bedeutung, da auch diese Einfluss auf die am Netzeinspeisepunkt 5 bereitgestellte
Blindleistung haben. Außerdem können unterschiedliche
Lagen der einzelnen Windenergieanlagen 2 in dem Windpark 1 gegebenenfalls
auch in Abhängigkeit von Windstärke und Windrichtung
zu unterschiedlicher Auslastung der einzelnen Windenergieanlagen 2 führen.
Dies wird durch die Windparksteuereinrichtung 17 koordiniert,
sodass den Steuergeräten 16 der Windenergieanlagen 2 die
entsprechenden Vorgabewerte als Führungsgröße
für die Blindleistungsregelung zur Verfügung gestellt
werden. Diese stellen dann den von der Windparksteuereinrichtung 17 vorgegebenen
Wert entsprechend ein, beispielsweise einen Wert von cosφ =
0,85 bei weiter entfernt liegenden Anlagen von cosφ = 0,9
bei weniger weit vom Netzeinspeispunkt 5 entfernt liegenden
Anlagen. Dies wird so koordiniert, gemessen und ausgeregelt, dass
im Netzeinspeisepunkt 5 die geforderte Blindleistung entweder
als Blindleistungsbetrag, als – gegebenenfalls von der
Wirkleistung abhängiger – Verschiebefaktor cosφ oder
in Form einer Blindleistungs-/Spannungskennlinie oder Spannungsniveau
entsprechend eingehalten wird.
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Neben
den genannten Werten kann außerdem die Wirkleistungsanforderung
an die einzelnen Windenergieanlagen 2, 2' mit
berücksichtigt werden. Je nach Wirkleistungsanforderung
befindet sich die einzelne Windenergieanlage 2 mit dem
selbsterregten Synchrongenerator 10.2 dann gegebenenfalls
im Teillastbereich oder im Volllastbereich. Die Windparksteuereinrichtung 17 kann
dies entsprechend berücksichtigen und dann als Vorgabewert
für das Steuergerät 16 zur Regelung beziehungsweise
Bereitstellung von Blindleistung in den einzelnen Windenergieanlagen 2 jeweils
solche Werte vorgeben, welche gemäß dem aktuellen
Betriebszustand und/oder der Wirkleistungsanforderung an diese Windenergieanlage 2 von
dieser auch problemlos und mit guter Regelbarkeit erzeugt werden
können. In der Summe werden dann aus allen mit den selbsterregten
Synchrongeneratoren 10.2 mit stellbarer Erregung erzeugten
Blindleistungsanteilen gemeinsam am Netzeinspeisepunkt 5 gegebenenfalls
auch zeitlich oder durch Induktivität oder Kapazität
in den Leitungen 3 des Verbundnetztes 4 verändert
beziehungsweise verzögert anlangen. Da der Windparksteuereinrichtung 17 diese
Randbedingungen ebenfalls bekannt sind, kann diese die Randbedingungen
kompensieren und die entsprechenden Blindleistungsanforderungen
an jede einzelne der Windenergieanlagen 2 gezielt so übermitteln,
dass das gewünschte Ergebnis am Netzeinspeisepunkt 5 erzielt
wird.
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Dieser
Aufbau eines Windparks 1, in dem nur einzelne der Windenergieanlagen 2 mit
einem selbsterregten Synchrongenerator 10.2 mit stellbarer
Erregung ausgebildet sind, erlaubt es mit einem vergleichsweise
einfachen und kostengünstigen Aufbau durch eben diese Windenergieanlagen 2,
die geforderten Kriterien hinsichtlich der einzuspeisenden Blindleistung
in das elektrische Versorgungsnetz 6 zu erreichen, ohne
dass sämtliche Windenergieanlagen 2, 2' hinsichtlich
der Blindleistung ansteuerbar sein müssen. Damit entsteht
ein Aufbau, bei dem mit sehr einfachen Mitteln die benötigte
Art und Größe an Blindleistung bereitgestellt
werden kann. Auf eigene Blindleistungskompensatoren in Form von
Kondensatorbänken, Phasenschiebern oder anderen Bauteilen
kann hier verzichtet werden. Auch können bestehende Windparks 1 mit
herkömmlichen Windenergieanlagen 2' durch Hinzunahme
einiger Windenergieanlagen 2 mit der Möglichkeit
Blindleistung über ihren selbsterregten Synchrongenerator 10.2 mit
stellbarer Erregung zu erzeugen, entsprechend nachgerüstet werden.
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Wie
in der Darstellung der 1 außerdem zu erkennen
ist, weist der Aufbau des elektrischen Verbindungsnetzes 4 einen
Transformator 23 auf, mit welchem das Spannungsniveau des
elektrischen Verbundnetztes 4 und damit das Spannungsniveau der
Generatoren 10 in den Windenergieanlagen 2, 2' auf
das Spannungsniveau des elektrischen Versorgungsnetzes 6 angehoben
werden kann. Typischerweise wird das Spannungsniveau des elektrischen Versorgungsnetzes
dabei ein Hochspannungsniveau sein, beispielsweise ein Spannungsniveau
von 110 kV bei regionalen Verteilernetzen oder ein Spannungsniveau
von 220 kV beziehungsweise 380 kV bei überregionalen Stromversorgungsnetzen.
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Das
Spannungsniveau der Windenergieanlagen 2, 2' im
herkömmlichen Aufbau liegt dabei typischerweise auf einem
Niveau unterhalb von 1000 V, beispielsweise auf einem Niveau von
690 V. Um in dem elektrischen Verbundnetz 10 innerhalb
des Windparks 1 nun die erzeugte Leistung mit geringen Verlusten
transportieren zu können, weist gemäß dem
Stand der Technik jede der Windenergieanlagen einen eigenen Transformator
auf, sodass das elektrische Verbundnetz 4 des Windparks 1 auf
einem Mittelspannungsniveau, beispielsweise auf 10 kV, 20 kV oder
34 kV angesiedelt wird. Damit lassen sich bei vergleichsweise geringen
Leitungsquerschnitten und damit geringeren Leitungskosten vergleichsweise große
Leistungen verlustarm transportieren. Allerdings hat dies den entscheidenden
Nachteil, dass jede der Windenergieanlagen 2, 2' einen
eigenen Transformator benötigt, welcher einerseits sehr
teuer ist und andererseits ebenfalls Verluste verursacht.
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Der
erfindungsgemäße Windpark 1 soll nun gemäß einer
sehr günstigen Ausgestaltungsvariante so ausgebildet sein,
dass die Generatoren 10 bereits auf einem Spannungsniveau
von 10 kV oder mehr arbeiten. Damit lässt sich das Verbindungsnetz
auf dem Spannungsniveau der Generatoren 10, beispielsweise
als 10 kV, 20 kV oder auch 34 kV Verbindungsnetz 4 innerhalb
des Windparks 1 aufbauen. Die Generatoren 10 liefern
dann unmittelbar dieses Spannungsniveau des elektrischen Verbindungsnetzes 4,
beispielsweise 34 kV. Damit wird es möglich, auf die Transformatoren
für jede einzelne der Windenergieanlagen 2, 2' zu
verzichten und diese einzusparen. Dies spart einerseits die mit
den Transformatoren einhergehenden Leistungsverluste und andererseits
die erheblichen Kosten für die Transformatoren. Die Leistung
kann dann auf diesem Spannungsniveau von beispielsweise 34 kV im
elektrischen Verbindungsnetz 4 entsprechend verteilt beziehungsweise
gesammelt werden. Kurz bevor diese den Netzeinspeisepunkt 5 erreicht,
wird sie über den bereits erwähnten Transformator 23 auf
die benötigte Spannung von beispielsweise 110 kV hochgesetzt. Der
gesamte Aufbau des Windparks kommt damit mit einem einzigen Transformator 23 aus
und kann dennoch die Leistungsverluste in den Leitungen 3 des elektrischen
Verbindungsnetzes 4 minimieren.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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- - DE 102007044601
A1 [0008]
- - DE 10314757 B3 [0027]