DE10214909A1

DE10214909A1 - Verfahren und Anordnung zur Optimierung der Leistung eines Kraftwerks

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Publication number: DE10214909A1
Application number: DE10214909A
Authority: DE
Inventors: Siegfried Jank
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2001-04-04
Filing date: 2002-04-04
Publication date: 2003-02-27

Abstract

Verfahren zur Optimierung der Leistung eines Kraftwerks, das elektrischen Strom mittels einer Gas-, Dampf- oder Wasserturbine (1) erzeugt, welche mit einem Generator (3) über ein Getriebe (13) gekoppelt ist und diesen antreibt, wobei der Generator (3) in weiterer Folge mit einem Stromnetz (12) gekoppelt ist, bei dem der Generator (3) zunächst vom Netz (12) abgekoppelt wird und bei variierenden Betriebsbedingungen der Turbine (1) der Wirkungsgrad der Turbine (1) in Abhängigkeit von ihrer Drehzahl bestimmt wird. Danach wird das Getriebe (13) so angepasst, dass bei optimierter Drehzahl der Turbine (1) der Generator (3) die netzübliche Frequenz liefert. Abschließend wird der Generator (3) wieder an das Netz (12) angekoppelt. Weiters wird eine Anordnung vorgeschlagen, bei der der Umrichter (2) auch im laufenden Betrieb der Anlage permanent zwischen den Generator (3) und dem öffentlichen Netz (12) geschalten ist.

Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren gemäß dem Oberbegriff von Anspruch 1, sowie eine Anordnung gemäß dem Oberbegriff von Anspruch 4.
Wasserkraftwerke nutzen bekanntlich die potentielle Energie aufgestauten Wassers zur Erzeugung elektrischer Energie aus. Die kinetische Energie des herabfließenden Wassers treibt dabei Wasserturbinen an. Diese sind entweder an vertikalen oder horizontalen Wellen gelagert. Jede Wasserturbine ist mit einem Generator gekoppelt, welcher seinerseits elektrische Energie entweder in Energieversorgungsnetze einspeist oder im Rahmen eines Inselbetriebes zur Verfügung stellt.
Bei netzgebundenen Kraftwerken bestimmt die Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes die Drehzahl des Generators. In Europa beispielsweise beträgt die Netzfrequenz 50 Hz, in den USA 60 Hz.
Da der Generator über einen direkten Antrieb, Riementrieb oder ein Getriebe mit fixer Übersetzung an die Wasserturbine gekoppelt ist, bestimmt somit die Netzfrequenz auch die Drehzahl der Wasserturbine. Übliche Drehzahlen von Wasserturbinen sind 60 bis 1000 Umdrehungen pro Minute.
Entscheidend ist nun, dass die Anlage, insbesondere die Turbine, darauf abgestimmt ist, unter vorgegebenen hydrologischen Bedingungen (Fallhöhe, Durchflussmenge, usw.) und der erforderlichen Netzeinspeisung mit 50 Hz mit optimalem Wirkungsgrad zu arbeiten. Für Großkraftwerke werden die Turbinen daher speziell berechnet, konstruiert und im Modellversuch getestet und, wenn notwendig, verbessert. Der tatsächliche Wirkungsgrad einer Turbine unter realen Anwendungsbedingungen kann freilich nicht errechnet werden, sondern lässt sich nur über Messungen ermitteln. Bei kleineren Anlagen werden allerdings meist Standardturbinen eingesetzt, die den Gegebenheiten oft nicht optimal entsprechen.
Bei diesen Turbinen handelt es sich meistens um Francis- oder Kaplan-Turbinen oder ihren jeweiligen Spezialausführungen. Francis-Turbinen sind zweifellos am weitesten verbreitet, da sie universell einsetzbar sind. Kaplan-Turbinen eignen sich besonders für Flüsse, bei denen große Wassermengen bei geringem Gefälle zur Verfügung stehen. Beide Turbinentypen weisen bei optimalem Betrieb Wirkungsgrade bis zu 93% auf und werden bevorzugt in Kleinkraftwerken verwendet.
Die Verwendung von Standardturbinen kann jedoch bewirken, dass die Wasserturbine in einem suboptimalen Betriebspunkt arbeitet. Der Wirkungsgrad der Wasserturbine verschlechtert sich dadurch in beträchtlichem Ausmaß. Auch kann es besonders bei älteren Wasserkraftwerken vorkommen, dass aufgrund von im Laufe der Jahre vorgenommenen baulichen Veränderungen und veränderter Nutzung die Turbine nicht mehr optimal betrieben wird. Die vorhandene Anlage durch neue Komponenten zu ersetzen ist aber im Vergleich zum erzielten Nutzen meistens nicht ökonomisch sinnvoll.
Weiters können die hydrologischen Bedingungen während eines Jahres stark schwanken, sodass es mithilfe einer einzigen Turbine nicht möglich wäre, stets mit optimalem Wirkungsgrad zu arbeiten. Der Einbau mehrerer Turbinen, die jeweils auf verschiedene Gegebenheiten abgestimmt sind, oder unterschiedlicher Getriebestufen ist oft aus Kostengründen nicht möglich.
Es ist daher die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, über ein geeignetes Verfahren den optimalen Betriebspunkt von Turbinen zu ermitteln und mittels einfacher baulicher Maßnahmen ein Wasserkraftwerk so zu optimieren, dass die Wasserturbine stets im optimalen Drehzahlbereich betrieben wird und der mit fixer Übersetzung an die Wasserturbine gekoppelte Generator trotzdem mit der vorgeschriebenen Frequenz von 50 Hz ins Energieversorgungsnetz einspeisen kann.
Erfindungsgemäß wird dies durch die kennzeichnenden Merkmale des Anspruchs 1 erreicht. Anspruch 1 sieht dabei vor, den Generator bestehender Anlagen zunächst vom Netz abzukoppeln, sodass die Turbine bei unterschiedlichen Drehzahlen betrieben werden kann. Bei variierenden Betriebsparameter, wie etwa der Stellung von Leit- und Laufschaufeln, werden die Leistung und der Wirkungsgrad der Anlage erhoben. Ist die einem optimalen Wirkungsgrad entsprechende Drehzahl der Turbine ermittelt, kann nun die Übersetzung des Getriebes so geändert werden, dass der Generator bei nunmehr veränderter Drehzahl der Turbine wieder die erforderliche Frequenz von 50 Hz liefert. Die Maßnahmen gemäß Anspruch 2 und 3 haben sich bei der praktischen Realisierung des Verfahrens als vorteilhaft erwiesen.
Weiters wird eine Anordnung vorgeschlagen, die dieses Optimierungsverfahren in eine entsprechende Anlage umsetzt. Erfindungsgemäß wird dies durch Anspruch 4 erreicht. Durch eine permanente Verwendung eines Umrichters zwischen Generator und öffentlichem Netz kann die Turbine bei unterschiedlichen Drehzahlen laufen und somit am jeweils optimalen Betriebspunkt arbeiten.
Das erfindungsgemäße Verfahren wird nun anhand beiliegender Zeichnungen näher erläutert:
Fig. 1 zeigt dabei eine schematische Darstellung einer Anordnung von Turbine, Getriebe und Generator, wie man sie etwa in herkömmlichen Wasserkraftwerken vorfindet. Das erfindungsgemäße Verfahren ist aber auch bei anderen Kraftwerkstypen, bei denen Gas- oder Dampfturbinen statt Wasserturbinen verwendet werden, denkbar.
Fig. 2 zeigt die Anordnung in einer Anlage gemäß Fig. 1 bei Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Fig. 3 zeigt eine Anordnung gemäß Anspruch 4.
Fig. 4 zeigt den Schaltplan eines Umrichters, wie er zur Realisierung des erfindungsgemäßen Verfahrens und der Anordnung gemäß Anspruch 4 geeignet ist.
Fig. 1 zeigt einen typischen Aufbau eines Kraftwerks bestehend aus einer Strömungsmaschine 1, Getriebe 13, Generator 3 und der Anbindung an ein Stromnetz 12. Beim Stromnetz 12 kann es sich um ein öffentliches Stromversorgungsnetz handeln, es kann aber auch ein privates Netz sein. Wenngleich erfindungsgemäßes Verfahren und Anordnung für andere Kraftwerkstypen, in denen Gas- oder Dampfturbinen statt Wasserturbinen verwendet werden, ebenfalls einsetzbar sind, wird im folgenden auf Wasserkraftwerke bezug genommen. Bei der Turbine 1 handelt es sich etwa um eine Francis- oder Kaplan-Turbine, die in Fig. 1 in vertikaler Lagerung gezeichnet Ist. Die Fließrichtung erstreckt sich dabei vom Oberwasser 14 über die Schaufeln der Turbine 1 zum Unterwasser 15. Das Getriebe 13 zur Kraftübertragung von der Welle der Turbine 1 auf den Generator 3 kann etwa ein Riementrieb sein. Bei Kleinkraftwerken werden nur sehr selten direkt gekoppelte Generatoren verwendet. Über eine Übersetzung der Turbinendrehzahl per Getriebe 13 können nämlich günstige Standardgeneratoren verwendet werden. Als Getriebe werden meist Flachriementriebe bevorzugt. Sie zeichnen sich durch hohen Wirkungsgrad (bis 98%) und niedrigen Wartungskosten aus.
Beim Generator 3 wird es sich bei kleineren Wasserkraftwerken hauptsächlich um einen Asynchrongenerator handeln, bei größeren Kraftwerken finden sich vermehrt Synchrongeneratoren. Auch Gleichstromgeneratoren finden manchmal Verwendung. Eine Veränderung der Kraftübersetzung über das Getriebe 13 ist im üblichen Betrieb eines solchen Kraftwerks nicht vorgesehen. Die Turbine 1 läuft stets mit konstanter Drehzahl und bewirkt somit eine bestimmte Umlaufgeschwindigkeit des Rotors des Generators 3. Getriebe 13 und Anzahl der Polschuhe des Generators 3 sind, gemeinsam mit der Auslegung der Turbine 1, darauf abgestimmt, eine Netzfrequenz von 50 Hz zu liefern.
Bei der in Fig. 1 dargestellten Anlage kann es sich um eine neue Anlage handeln, bei der der Betrieb der Turbine 1 über Messung des realen Wirkungsgrades optimiert werden soll, oder um eine bestehende Anlage, bei der es im Laufe des langjährigen Betriebes zu baulichen Veränderungen, etwa einer Stauerhöhung bei Erneuerung des Wehrs, gekommen ist, die nun einen suboptimalen Betrieb der Turbine 1 verursachen. Die Anlage gemäß Fig. 1 kann am öffentlichen Stromversorgungsnetz angeschlossen sein oder auch im Inselbetrieb arbeiten.
Die Turbine 1 soll nun durch den Betrieb in der optimalen Drehzahl einen möglichst hohen Wirkungsgrad erreichen. Dazu wird nun im Zuge des erfindungsgemäßen Verfahrens der Generator 3 vom öffentlichen Netz 12 abgekoppelt und an einen Umrichter 2 angeschlossen. Zusätzlich ist eine Messstelle 4 vorgesehen, die der Bestimmung der Wirkleistung dient. Zusätzlich kann dazu auch eine Drehmomentmesszelle 5 an der Welle der Turbine 1 montiert sein. Die Kenntnis der Wirkleistung ist für die Bestimmung des Wirkungsgrades der Turbine 1 erforderlich. Weiters ist zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ein Drehzahlsensor 6 vorteilhaft. Die Kenntnis der Drehzahl ist zur Aufnahme eines Kennlinienfeldes zur Ermittlung des optimalen Wirkungsgrades unbedingt erforderlich, kann aber auch in Kombination mit der Drehmomentmesszelle zur Ermittlung der exakten Leistung der Turbine 1 an der Welle dienen.
Es ist zur Erstellung geeigneter Kennlinienfelder weiters notwendig, den Volumendurchfluss zu kennen. Er wird durch eine Messeinrichtung 8 (mit Messflügel, Staurohr oder sonstigen Einrichtungen) ermittelt. Es ist dabei nicht unbedingt notwendig die genaue Volumenmenge zu kennen, da dies unter bestimmten Umständen nicht mit geringem Aufwand zu realisieren ist. Die relative Volumenmenge reicht zur Optimierung des Wirkungsgrades, wenngleich unter diesen Bedingungen nicht der absolute Wirkungsgrad berechnet werden kann. Die Durchflussmenge kann vor oder nach der Turbine 1 gemessen werden. Sollte die Strömungsgeschwindigkeit hoch sein, so ist dieser Faktor in der Berechnung des Wirkungsgrades entsprechend zu berücksichtigen.
Pegelsonden 9 werden zur Ermittlung der Druckdifferenz installiert, die maßgeblich für die Absolutleistung der Turbine 1 ist. Sie können auch durch Druckmesssysteme ersetzt werden.
Wahlweise können auch Einrichtungen zur Messung der Wasserdichte 10, der Temperatur 11 und des restlichen Dralles am Austritt der Turbine 1 verwendet werden.
Beim erfindungsgemäßen Verfahren werden nun bei vom Netz entkoppelten Generator die Betriebsbedingungen der Turbine 1 durch Einstellungsveränderungen der Leitschaufeln 7 bzw. der Laufschaufeln der Turbine 1 stufenweise variiert, was auch Drehzahlveränderungen der Turbinenwelle bedingt. Gleichzeitig werden die über die Messstelle 4, Drehzahlsensor 6, Drehmomentenmesszelle 5, Durchflussmesser 8, Pegelsonden 9 und eventuell der Dichte-, Temperatur- und Drallfühler 10, 11 und 12 gelieferten Daten gesammelt und per Computer ausgewertet. Das Prüfendergebnis wird in einem Kennlinienfeld (sogenanntes "Muscheldiagramm") ausgegeben. Es enthält den Zusammenhang zwischen der Durchflussmenge durch die Maschine und der spezifischen Umfangsgeschwindigkeit (dem Kehrwert der Fallhöhe entsprechend) bei bestimmten Winkeln von Leitschaufel und Laufschaufel. Dieses Diagramm gibt den auf Anlagewerte korrigierten Wirkungsgrad der Turbine an. Bei bestimmten Betriebsbedingungen wird sich ein Maximum des Wirkungsgrades zeigen, dem eine bestimmte optimale Drehzahl der Turbine 1 entspricht. Es kann sich in der Praxis aber auch erweisen, dass die Optimierung hinsichtlich des Leistungsmaximums anstatt des Wirkungsgrades vorteilhaft ist, etwa um eine höhere Durchflussmenge zu erzielen.
Im nächsten Schritt des erfindungsgemäßen Verfahrens wird nun die Kraftübersetzung zwischen Turbine 1 und Generator 3 über das Getriebe 13 so verändert, dass die Umlaufgeschwindigkeit des Rotors des Generators 3, zusammen mit der Anzahl der verwendeten Polschuhe, eine erzeugte Spannungsfrequenz von 50 Hz liefert. Nach erfolgter Optimierung kann der Generator wieder an das öffentliche Netz angeschlossen werden.
Fig. 3 zeigt, dass der Umrichter 2 nach erfolgter Optimierung nicht unbedingt entfernt werden muss, sondern auch permanent zwischen Generator 3 und öffentlichem Netz 12 geschalten sein kann. In diesem Fall muss das Übersetzungsverhältnis des Getriebes 13 nicht verändert werden und die Turbine 1 kann jederzeit mit beliebiger, ihrem jeweiligen Betriebsoptimum entsprechenden Drehzahl, etwa bei veränderten hydrologischen Bedingungen, betrieben werden. Die von 50 Hz abweichenden Frequenzen der vom Generator 3 gelieferten Spannung werden durch den Umrichter 2 auf die erforderlichen 50 Hz gebracht. Hier muss allerdings darauf geachtet werden, dass die Gewinne durch die Wirkungsgradoptimierung der Turbine 1 nicht durch die Verlustleistung des Umrichters 2 kompensiert werden.
Fig. 4 zeigt den Schaltplan eines Umrichters gemäß Stand der Technik, wie er zur Realisierung des erfindungsgemäßen Verfahrens und der Anordnung gemäß Anspruch 4 geeignet ist. Er besteht aus je einem netzseitigen und einem generatorseitigen Stromrichter, die über einen Zwischenkreis untereinander verbunden sind. Der Zwischenkreis besteht aus einem kapazitiven Energiespeicher 16 und bewirkt eine Entkopplung zwischen Generator 3 und Netz 12. Je nachdem, ob der Zwischenkreis eine eingeprägte Spannung oder einen eingeprägten Strom führt, unterscheidet man auch Spannungszwischenkreis- und Stromzwischenkreisumrichter.
In solchen Zwischenkreisumrichtern erfolgt eine zweimalige Energieumformung:

1. Aus dem Drehstrom des Generators erfolgt eine Umformung in eine Gleichspannung bzw. in einen Gleichstrom.
2. Aus der Gleichspannung bzw. dem Gleichstrom wird mit Hilfe eines Wechselrichters wieder ein frequenzvariabler Drehstrom erzeugt.

Der Wechselrichter bestimmt die Ausgangsfrequenz der Anordnung. Beim Wechselrichten wird somit Gleichstromenergie in Wechselstromenergie umgeformt. Die Ausgangsspannung wird über Drosseln 17 und eine Hauptschütz 18 in das Netz 12 geleitet. Ein Regler 19 übernimmt die Steuerung des Umrichters.
Durch das erfindungsgemäße Verfahren kann somit der Wirkungsgrad bestehender sowie neu gebauter Anlagen bei minimalem baulichen Aufwand optimiert werden oder dazu dienen, eine permanente Optimierung im laufenden Betrieb zu gewährleisten. Die Erfindung soll nun anhand zweier, nicht einschränkender Beispiele dargestellt werden, um die Anwendungsbreite des erfindungsgemäßen Verfahrens zu verdeutlichen.

Beispiel 1

Ein altes Wasserkraftwerk mit einer Francis-Turbine soll optimiert werden. Die Turbine ist vor 60 Jahren für den direkten Betrieb eines Gatters eingebaut worden. Sie ist von der damaligen Turbinenfirma für folgende Betriebsbedingungen konzipiert worden:
Wassermenge Q: 1.5 m³
Fallhöhe H: 2 m
Drehzahl n: 217 U/min
Leistung P: 24 kW.
Nach einigen Jahren hat der Besitzer die Fallhöhe der Anlage erhöht, indem er bei der Erneuerung der Wehr eine Stauerhöhung beantragt und diese auch durchgeführt hat. Es sind daher 2.5 m Fallhöhe vorhanden. Durch die erhöhte Fallhöhe kann die Turbine jetzt mehr Wasser verarbeiten (etwa 1.7 m³).
Das alte Gatter wurde in weiterer Folge durch ein leistungsfähigeres ausgetauscht. Weil das Gatter "fast" die gleiche Drehzahl wie das alte hat, wird die Übersetzung nicht angepasst, weil es mit der alten hinlänglich gut funktioniert.
Bei einer Übernahme des Betriebes wird dieser nun modernisiert. Also wird die Turbine vom Gatter abgekoppelt und an einen Generator angeschlossen, damit ständig die volle Energie ausgenutzt werden kann. Dazu wird die Turbine mit der Drehzahl, mit der sie mit dem letzten Gatter gelaufen ist, mit dem Generator über einen Riementrieb gekoppelt.
Im Laufe der Zeit haben sich also Wassermenge, Fallhöhe und Drehzahl geändert, wobei es auch sein kann, dass die Turbine bereits bei ihrem Einbau nicht völlig korrekt ausgelegt war. Muscheldiagramme und ähnliche Unterlagen zur Auslegung oder zum Nachrechnen der Turbine sind nicht mehr vorhanden, etwa weil es die Firma mittlerweile nicht mehr gibt. Die Turbinendrehzahl wird somit von der optimalen Drehzahl abweichen und wird daher mit schlechten Betriebsbedingungen genutzt. Das Resultat ist ein schlechter Wirkungsgrad und weniger Leistung als möglich.
Rechnerisch müsste die Anlage, mit einem angenommenen Gesamtwirkungsgrad von 80%, folgende Leistung liefern:
H[m].Q[m³].g.η = 2.5.1.7.9.81.0.8 = 33 kW
Um jetzt diese Leistung tatsächlich zu erreichen, wird nun eine Firma beauftragt, die Anlage neu zu vermessen. Der vorhandene Asynchrongenerator wird dabei an einen rückspeisefähigen Frequenzumrichter angeschlossen. Es werden Pegelsonden zur Erfassung des Oberwassers und des Unterwassers angebracht. Mit einem Messflügel wird die Fließgeschwindigkeit des Wasserzulaufes gemessen und durch Berechnung das Volumen abgeleitet. Der aufgestellte Messrechner versucht nun durch heuristische Algorithmen punktweise für die einzelnen Öffnungen die optimale Drehzahl zu ermitteln. Aus dem Ergebnis wird nun durch Vergleich mit dem Wasserdargebotsdiagramm die energetisch optimale Drehzahl errechnet. Nach den Messungen, die mehrere Stunden dauern, weil es eine gewisse Zeit in Anspruch nimmt, bis sich etwa die Strömungen gleichbleibend einstellen, wird der Umrichter wieder abgebaut. Anhand der gewonnenen Daten wird nun die Riemenscheibe des Generators entsprechend getauscht, sodass die Turbine fortan mit optimalem Wirkungsgrad und einer höheren Leistung betrieben wird. Es ist zu erwarten, dass über das erfindungsgemäße Verfahren durchschnittlich etwa 20% Leistungsverbesserung, in Extremfällen auch bis zu 50%, erzielt werden können.

Beispiel 2

Eine Anlage soll neu gebaut werden. Da der Fluss jedoch auch für Bewässerungszwecke verwendet werden soll, beträgt die Fallhöhe während der Sommermonate 3.4 m. Im Winter muss jedoch die Fallhöhe auf 2.2 m abgesenkt werden, damit die Felder nicht vereisen.
Nun ist der Unterschied der Fallhöhe so gravierend, dass die Turbine derart ausgelegt werden müsste, dass sie mit keiner der beiden Fallhöhen gut funktionieren würde. Der Einbau von zwei Turbinen, also einer Sommer- und einer Winterturbine, ist aus Kostengründen nicht zielführend.
Die verwendete Turbine wäre allerdings imstande, bei geänderter Drehzahl und Einstellung der Öffnungen mit hohem Wirkungsgrad zu arbeiten. Der Umstand, dass im Winter meist weniger Wasser vorhanden ist, kommt der Eigenschaft der Turbine bei weniger Fallhöhe weniger Wasser verarbeiten zu können, entgegen. Somit ergibt sich die weitere Möglichkeit, zwei unterschiedliche Getriebestufen zu verwenden, was aber wiederum sehr teuer und technisch aufwendig ist.
Durch Schaltung eines Frequenzumrichters zwischen Generator und Netz im Zuge erfindungsgemäßer Anordnung kann aber die Turbine bei unterschiedlichen Drehzahlen betrieben werden. Durch die Verwendung eines Umrichters kann die Turbine auch während der Winterzeit energetisch optimal betrieben werden und das Projekt wird realisiert.

Claims

1. Verfahren zur Optimierung der Leistung eines Kraftwerks, das elektrischen Strom mittels einer Gas-, Dampf- oder Wasserturbine (1) erzeugt, welche mit einem Generator (3) über ein Getriebe (13) gekoppelt ist und diesen antreibt, wobei der Generator (3) in weiterer Folge mit einem Stromnetz (12) gekoppelt ist, dadurch gekennzeichnet, dass bei vom Netz (12) abgekoppeltem Generator (3) bei variierenden Betriebsbedingungen der Turbine (1) der Wirkungsgrad der Turbine (1) in Abhängigkeit von ihrer Drehzahl bestimmt wird, danach das Getriebe (13) so angepasst wird, dass bei optimierter Drehzahl der Turbine (1) der Generator (3) die netzübliche Frequenz liefert und anschließend der Generator (3) wieder an das Netz (12) angekoppelt wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung der optimalen Drehzahl der Turbine (1) mithilfe eines Umrichters (2) erfolgt.

3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei dem Umrichter (2) um einen rückspeisefähigen Frequenzumrichter oder einen rückspeisefähigen Stromrichter handelt.

4. Anordnung zur Erzeugung von Strom mittels einer Gas-, Dampf- oder Wasserturbine (1), welche mit einem Generator (3) über ein Getriebe (13) gekoppelt ist und diesen antreibt, wobei der Generator (3) in weiterer Folge mit dem Stromnetz (12) gekoppelt ist, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen Generator (3) und Stromnetz (12) ein Umrichter (2) angeordnet ist.

5. Anordnung nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei dem Umrichter (2) um einen rückspeisefähigen Frequenzumrichter oder einen rückspeisefähigen Stromrichter handelt.