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Die Erfindung betrifft eine Windenergieanlage gemäß den im Oberbegriff des Anspruchs 1 definierten Merkmalen. Außerdem betrifft die Erfindung einen Windpark mit wenigstens zwei solchen Windenergieanlagen.
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Windenergieanlagen im Allgemeinen sind bekannt. Sie weisen üblicherweise einen als Windrad ausgebildeten Rotor auf, der auf einer Säule drehbar gelagert ist und so in Richtung des anströmenden Windes gedreht werden kann. Der Rotor kann regelbar ausgeführt sein. Die dem Rotor so aufgeprägte Rotationsenergie wird über eine Getriebeeinheit an einen Synchrongenerator übertragen. Ein Beispiel für eine solche Getriebeeinheit ist aus der
DE 103 14 757 B3 bekannt. Mittels der Getriebeeinheit können die Drehzahl und gegebenenfalls auch das Drehmoment innerhalb eines gewissen Bereichs durch Regelung oder Steuerung angepasst werden. Der Synchrongenerator wandelt die ihm zugeführte mechanische Energie in elektrische Leistung um, die dann in ein elektrisches Versorgungsnetz eingespeist wird. Der Synchrongenerator ist direkt gekoppelt, d. h. die von dem Synchrongenerator erzeugte Leistung kann direkt ohne weitere wesentliche Umwandlungsschritte in ein Versorgungsnetz abgegeben werden. Mehrere derartiger Windenergieanlagen werden in sogenannten Windparks zusammengefasst. Die von den einzelnen Windenergieanlagen erzeugte Leistung wird dann gemeinsam über das elektrische Netz des Windparks in das elektrische Versorgungsnetz an einem Übergabepunkt eingespeist. Dieser Übergabepunkt wird auch als PCC (PCC = Point of Common Coupling/gemeinsamer Kopplungspunkt) bezeichnet.
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Um einen Windpark in das elektrische Versorgungsnetz integrieren zu können, ist es wichtig, dass ein Windpark nicht nur keine Störung der Netzstabilität verursacht, sondern nach Möglichkeit zur Stabilisierung beiträgt. Bis vor einiger Zeit wurde eine Windenergieanlage während eines tieferen Spannungseinbruchs vom Netz getrennt, um negative Auswirkungen sowohl auf die einzelnen Windenergieanlagen als solche als auch auf das Versorgungsnetz zu vermeiden. Heutzutage wird durch sogenannte Grid Codes und/oder durch lokale Bestimmungen der Netzbetreiber gefordert, dass eine Windenergieanlage während eines Spannungseinbruchs am Netz bleibt, um dem Einbruch entgegenzuwirken und das Netz zu stabilisieren. Das Durchfahren eines Spannungseinbruchs wird auch als LVRT (LVRT = Low Voltage Ride Through/Durchfahren eines. Niederspannungsereignisses) bezeichnet. Nach Möglichkeit sollte die Windenergieanlage zudem auch während des Spannungseinbruchs fortgesetzt einen Blindstrom zur Stützung der Netzspannung einspeisen.
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Das Verhalten von Windenergieanlagen bei möglichen Spannungsereignissen wird von den Netzbetreibern in sogenannten Grid Codes definiert. Ein mögliches Grid-Code-Szenario für einen Spannungseinbruch, der an einem PCC auftreten kann, ist in 1 dargestellt. Auf der Abszisse der 1 ist die Zeit des Spannungseinbruchsverlaufs aufgetragen. Auf der Ordinate ist der am PCC auftretende prozentual Spannungsabfall aufgetragen. Die Linie in 1 stellt die Grenzkurve solcher Ereignisse dar. Eine Windkraftanlage muss bei Spannungseinbrüchen auf Werte oberhalb der Grenzkurve am Versorgungsnetz bleiben können.
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Die dem Rotor aufgeprägte Drehgeschwindigkeit variiert, unter anderem aufgrund der sich verändernden Windgeschwindigkeit. Bei den hier betrachteten Windenergieanlagen wird diese variable Drehgeschwindigkeit mittels der Getriebeeinheit in eine konstante Drehzahl gewandelt, sodass die von dem Synchrongenerator erzeugte Leistung direkt ohne weitere wesentliche Umwandlungsschritte in das Versorgungsnetz abgegeben werden kann. Aufgrund der fehlenden elektrischen Wandlungsschritte ergibt sich durch diesen Aufbau eine hohe Zuverlässigkeit und eine ausgezeichnete Qualität des eingespeisten Stroms, beispielsweise hinsichtlich geringer Flicker, geringe Oberschwingungsanteile, etc..
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Bei dem beschriebenen Durchfahren der erwähnten Spannungseinbrüche, LVRT, ergeben sich bei den erwähnten direkt angekoppelten Synchrongeneratoren Probleme, wenn eine schwache Netzanbindung vorherrscht oder der Spannungseinbruch über eine längere Zeit hinweg andauert. Ein schwaches Netz ist dadurch gekennzeichnet, dass das sogenannte Kurzschlussverhältnis SCR (SCR Short Circuit Ratio/Kurzschlussverhältnis) Werte unterhalt von 10 annimmt: SCR < 10. Das SCR stellt das Verhältnis von Netzleistung zu Generatorleistung bzw. Windparkleistung dar. Bei einer schwachen Netzanbindung dauert die Erholung von einem Spannungseinbruch oftmals relativ lange. Hinzu kommt, dass während der Erholung die schwache Netzanbindung zu einer Destabilisierung des Synchrongenerators führen kann.
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Das sich so ergebende Ungleichgewicht zwischen der mechanischen Eingangsleistung und der fehlenden Abstützung über die elektrische Ausgangsleistung des Synchrongenerators kann zu einem unerwünschten Beschleunigen und in Folge zu einer Asynchronität durch Kippen des Synchrongenerators, auch Polschlüpfen („pole slipping”) genannt, führen. Bei einem solchen Stabilitätsverlust können – je nach Ausprägung der Synchronitätsstörung – hohe Belastungen der Werkstoffe bis hin zu Beschädigungen des Generators und daran angeschlossener mechanischer Komponenten führen.
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Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, die beschriebenen Nachteile zumindest teilweise zu beheben.
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Diese Aufgabe wird durch eine Windenergieanlage gemäß Anspruch 1 gelöst. Vorteilhafte Ausführungsformen sind in den abhängigen Unteransprüchen angegeben..
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Erfindungsgemäß ist vorgesehen, dass beider Windenergieanlage eine Last vorgesehen ist, die zwischen Synchrongenerator und Übergabepunkt schaltbar ist, um zumindest einen wesentlichen Teil der von dem Synchrongenerator erzeugten Leistung zu verbrauchen. Durch dieses Zwischenschalten einer Last kann das fehlende Gleichgewicht zwischen zugeführter mechanischer Eingangsleistung und elektrischer Ausgangsleistung verbessert werden. Die Größe der zuschaltbaren Last kann dabei so gewählt werden, dass der Synchrongenerator stabilisiert und das unerwünschte Polschlüpfen verringert bzw. verhindert wird.
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Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform kann vorgesehen sein, dass die Last ein ohmscher Widerstand oder/und stellbar ist. Der ohmsche Widerstand kann als Lastwiderstand so ausgelegt sein, dass er die von dem Generator erzeugte elektrische Energie vollständig in Wärme umwandelt und so ein Beschleunigen des Synchrongenerators verhindern kann. Das Schalten des Lastwiderstands kann digital vorgenommen werden. Es sind Schaltfrequenzen bis in den HF-Bereich denkbar. Es ist insbesondere auch vorgesehen, dass der ohmsche Lastwiderstand je nach Bedarf in Stufen zugeschaltet werden kann und/oder sogar stufenlos stellbar ist.
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Eine weitere bevorzugte Ausführungsform sieht vor, dass zum Schalten der Last ein mechanisches oder/und halbleiterbasiertes Schaltglied vorgesehen ist. Ein rein mechanisches Schaltglied besitzt den Vorteil einer hohen Spannungsfestigkeit und einer hohen Zuverlässigkeit. Ein halbleiterbasiertes Schaltglied ermöglicht eine besonders hohe Schaltfrequenz bzw. eine kurze Schaltzeit. In diesem Zusammenhang ist es insbesondere von Vorteil, wenn das Schaltglied einen IGBT, einen IGCT oder andere geeignete Halbleitersysteme aufweist. Somit kann eine Chopper-Schaltung realisiert werden.
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Eine weitere vorteilhafte Ausführungsform sieht vor, dass ein Steuergerät vorgesehen ist. Die Last kann dann mittels des Steuergeräts unter Verwendung eines Steuersignals geschaltet werden. Das Steuergerät kann einen Regelalgorithmus realisieren, der für die Windenergieanlage entwickelt und auf das Gesamtverhalten sowie die Umgebungsanforderungen optimiert ist. Dabei kann insbesondere auf den momentanen Betriebszustand des Synchrongenerators, der Windkraftanlage, des Windparks oder/und des elektrischen Netzes Bezug genommen werden.
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Eine ebenfalls vorteilhafte Ausführungsform sieht vor, dass der Synchrongenerator als selbsterregter Synchrongenerator ausgebildet ist. Ein solcher selbsterregter Synchrongenerator kann beispielsweise über ein Steuergerät und beispielsweise eine Erregermaschine in seiner Erregung beeinflusst werden. Damit ergibt sich die Möglichkeit, die von dem Synchrongenerator erzeugte Blindleistung zu steuern oder zu regeln. Mit einer solchen Blindleistungsregelung können verschiedene Vorgeben des mit der Windenergieanlage gekoppelten elektrischen Netzes erfüllt werden. Beispielsweise kann eine zu erzeugende Blindleistung, ein zu erreichendes Spannungsniveau oder ein vorgegebenes Verhältnis zwischen Blindleistung und Wirkleistung oder Ähnliches eingesteuert werden.
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Bei einer ebenfalls vorteilhaften Ausführungsform ist vorgesehen, dass bei der Getriebeeinheit ein hydrodynamisches Bauteil vorgesehen ist, das insbesondere als hydrodynamischer Wandler, hydrodynamische Kupplung oder Trilokwandler ausgebildet sein kann. Die Getriebeeinheit kann außerdem ein Leistungsverzweigungsgetriebe und eine Einrichtung zur Aufteilung der vom Leistungsverzweigungsgetriebe abgegebenen Leistung auf einen zwischen den Komponenten des Leistungsverzweigungsgetriebes und dem Synchrongenerator angeordneten hydrodynamischen Kreislauf aufweisen. Eine solche Getriebeeinheit ist in der Lage, Schwankungen in der Drehzahl und dem Drehmoment des Rotors auszugleichen und so der Eingangswelle des Synchrongenerators eine vergleichsweise konstante Eingangsgröße zu liefern. Beispielhaft soll hier auf eine entsprechende Getriebeeinheit verwiesen werden, wie sie im Deutschen Patent
DE 103 14 757 B3 beschrieben ist.
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Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen der erfindungsgemäßen Windenergieanlage und/oder eines aus Windenergieanlagen aufgebauten Windparks sind in den weiteren abhängigen Ansprüchen beschrieben. Die Erfindung wird nun unter Bezugnahme auf die Figuren anhand eines Ausführungsbeispiels erläutert.
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Es zeigen:
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1 eine schematische Darstellung einer LVRT-Charakteristik;
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2 einen Antriebsstrang mit einer Getriebeeinheit mit einem Drehmomentwandler;
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3 eine Windenergieanlage;
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4 einen Windpark mit mehrere Windenergieanlagen; und
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5a bis c erfindungsgemäße Ausführungsformen der Erfindung.
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1 wurde bereits im einleitenden Teil der Beschreibung erläutert.
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2 zeigt eine schematische Darstellung eines Antriebsstrangs 12 mit einer Getriebeeinheit mit einem Drehmomentwandler für eine Windenergieanlage 10. Der in 2 gezeigte Antriebsstrang 12 ist schematisch dargestellt und vereinfacht. Er umfasst einen von einem Windrad angetriebenen Rotor 14, der an ein Hochsetzgetriebe 16 gekoppelt ist. Das Hochsetzgetriebe 16 erhöht die vergleichsweise niedrige Drehzahl des Rotors 14 auf eine deutlich höhere Drehzahl, beispielsweise um einen Faktor in der Größenordnung von 30. Das Hochsetzgetriebe 16 ist ausgangsseitig mit einem variabel regel- oder steuerbaren Überlagerungsgetriebe 18 zur Leistungsverzweigung gekoppelt. Das variabel regelbare Überlagerungsgetriebe 18 kann beispielsweise ein Übersetzungsgetriebe 20 und ein Planetengetriebe 22 umfassen. Als weitere Komponente kann ein hydrodynamischer Kreislauf 24 vorgesehen sein. Mittels des hydrodynamischen Kreislaufs 24 wird Leistung aus dem Hauptstrang abgezweigt und rückwirkend auf das Überlagerungsgetriebe 18 übertragen. Es wäre auch denkbar, den Antriebsstrang 12 so zu gestalten, dass von dem Überlagerungsgetriebe 18 über den hydrodynamischen Kreislauf 24 eine Teilleistung auf den Hauptstrang eingeleitet wird. Hierbei ist es möglich, als hydrodynamischen Kreislauf 24 einen hydrodynamischen Wandler, eine hydrodynamische Kupplung oder einen Trilokwandler einzusetzen. Generell wird als hydrodynamischer Kreislauf 24 einer verwendet, der zumindest im gewissen Grade in seiner Leistungsaufnahme und -abgabe regelbar ist. Für den Einsatz in einer Windenergieanlage 10 ist die Regelbarkeit dieses hydrodynamischen Kreislaufs 24 von Bedeutung.
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Kennzeichen für einen hydrodynamischen Kreislauf 24, wie er in dem Antriebsstrang 12 eingesetzt ist, ist eine mit dem Rotor 14 vergleichbare Reaktivität. Diese Reaktivität wird durch eine interne parabolische Kennlinie bestimmt, die der des Rotors 14 ähnelt. Somit verhält sich das Verteilergetriebe ähnlich zum Rotor 14, was für ein vorteilhaftes Regelungsverhalten ausgenutzt werden kann. Insbesondere im Teillastbereich und auf kurzen Zeitskalen können Schwankungen im System zeitnah sehr gut ausgeregelt werden. Dies ermöglicht regelungstechnisch eine sehr gute Konstanthaltung der Abtriebsdrehzahl des Antriebsstrangs 12.
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Der Antriebsstrang 12 treibt einen Generator 26 an. Der Generator 26 ist mit der Abtriebsseite des Antriebsstrangs 12 gekoppelt. Es handelt sich um einen Synchrongenerator, beispielsweise einen Synchrongenerator mit Remanenzerregung.
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Im Betrieb wird die durch die Windkraft dem Rotor 14 aufgeprägte Drehbewegung auf den Antriebsstrang 12 übertragen, siehe hierzu auch 3. Der Antriebsstrang 12 kann dabei der in 2 beschriebene sein. Prinzipiell sind auch andere Ausführungen des Antriebsstrangs denkbar, sofern diese eine Getriebeeinheit mit einer Möglichkeit zur Drehzahl- bzw. Drehmomentwandlung, beispielsweise hydrostatisch, hydrodynamisch oder auch elektromechanisch aufweisen. Über den Antriebsstrang 12 wird der Generator 26 angetrieben. Die von dem Generator 26 erzeugte elektrische Leistung wird über eine für drei Phasen ausgelegte Leitung 28 aufgenommen und in ein elektrisches Netz eingespeist.
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Der Antriebsstrang 12, sowie der Generator 26 können beispielsweise zusammen mit einem Steuergerät 30 in einer Gondel 32 der Windenergieanlage 10 angeordnet sein. Das Steuergerät 30 kann beispielsweise den Generator 26, den Antriebsstrang 12, sowie auch eine üblicherweise vorhandene Blattverstellung des Rotors 14 ansteuern. Die Gondel 32 ist zusammen mit dem Rotor 14 azimutal drehbar auf einem Turm 34 angeordnet. Die Windenergieanlage 10 kann so zur Erzeugung von elektrischer Energie eingesetzt werden.
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Üblicherweise werden Windenergieanlagen des hier beschriebenen Typs nicht alleine betrieben, sondern in Windparks zusammengefasst. Dies ist in 4 beispielhaft dargestellt. Ein Windpark 40 umfasst eine größere Anzahl an Windenergieanlagen 10. Vorliegend sind zwölf Windenergieanlagen 10 abgebildet. Diese können an Land oder Offshore installiert sein. Jede der Windenergieanlagen 10 liefert über eine elektrische Leitung 28 die mit dem Generator 26 erzeugte elektrische Leistung in das Windparknetz 42. Das Windparknetz 42 des Windparks 40 ist vorliegend mit einem elektrischen Versorgungsnetz 44 an einen PCC 46 gekoppelt. Bei großen Windparks 40 erfolgt die Einspeisung der erzeugten elektrischen Leistung typischerweise in Verteilungsnetze. Prinzipiell ist auch die Einspeisung in ein 380-kV-Netz (Übertragungsnetz) für den Transport der elektrischen Leistung über weite Strecken denkbar. Üblicherweise sind an geeigneter Stelle Transformatoren 48 zur geeigneten Umsetzung der Spannungsniveaus vorgesehen.
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Die 5a–c zeigen beispielhafte Ausführungsformen der Erfindung. 5a zeigt eine besonders einfache und robuste Ausführungsform. Zwischen die von dem Generator 26 kommende Leitung 28 und dem Netz 42 des Windparks ist ein Abzweigungspunkt 50 vorgesehen. Eine Leitung 52 verbindet die Generatorleitung 28 nacheinander mit einem Schalter 54 und einer Last 56 mit Erde. Die Last 56 kann beispielsweise ein ohmscher Lastwiderstand sein. In dem geschlossenen Zustand des Schalters 54 ist dann der Abzweigungspunkt 50 über die Last 56 mit Erde verbunden. Der Schalter 54 wird auf ein Steuersignal des Steuergeräts 30 geschlossen. Die Betätigung erfolgt beispielsweise, sobald das Steuergerät 30 ein Polschlüpfen des Generators 26 im Falle eines LVRT feststellt. Ein Auslösen des Schalters 54 kann auch bereits im Vorfeld eines Polschlüpfens eingesteuert werden, um eine solche Störung bereits am Entstehen zu hindern.
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5b zeigt eine weitere Ausführungsform der Erfindung. Anstelle der einfachen ohmschen Last 56 der vorhergehenden Ausführungsform ist in der vorliegenden Ausführungsform ein stellbarer ohmscher Lastwiderstand 60 vorgesehen. Somit kann gemäß einer geeigneten Funktion, die beispielsweise auf das Ausmaß des Polschlüpfens Bezug nimmt, der stellbare Widerstand 60 angesteuert bzw. geregelt werden und so dem Polschlüpfen bzw. einer unerwünschten Beschleunigung entgegengewirkt werden. Anstelle eines einzelnen steuerbaren Lastwiderstands 60 könnten auch mehrere parallel angeordnete Lastwiderstände mit fester Widerstandsgröße verwendet werden, die nacheinander zuschaltbar sind. So kann bei geeigneter Wahl der Widerstandgrößen der einzelnen Lastwiderstände der Gesamtlastwiderstand in geeigneten Stufen reguliert werden.
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5c zeigt eine weitere vorteilhafte Ausführungsform der Erfindung. Zusätzlich zu dem Lastwiderstand 56, der mit fester oder mit stellbarer Widerstandsgröße oder auch als mehrere parallel geschaltete Lastwiderstände ausgestaltet sein kann, ist anstelle eines einfachen mechanischen Schalters ein IGBT 70 vorgesehen. Zur Vermeidung von Spannungsspitzen ist eine Schutzdiode 72 vorgesehen. Mittels des IGBT 70 können Lasten mit sehr kurzen Schaltzeiten geschaltet werden.
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Gemäß einer ebenfalls vorteilhaften Ausführungsform kann mittels einer geeigneten Pulsweitenmodulation die Last 56 im zeitlichen Mittel eingestellt und somit ebenfalls als variabel dargestellt werden.
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Alternativ oder zusätzlich zu den hinsichtlich der 5a–c beschriebenen Ausführungsformen kann die Abzweigung zwischen der Netzleitung 42 und dem öffentlichen Versorgungsnetz 44 vorgesehen sein. Diese Last müsste dann entsprechend groß dimensioniert werden.
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Desweiteren kann vorgesehen sein, dass die einzelnen Lasten der Windenergieanlagen 10 sowie gegebenenfalls die des Windparks 40 zusätzlich oder ausschließlich zentral ansteuerbar sind und so eine windparkweite Steuerung bzw. Regelung des Windparks im Falle eines LVRT stattfinden kann.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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- DE 10314757 B3 [0002, 0015]
