DE202010012597U1

DE202010012597U1 - Robuste, energieoptimierte Betriebsführung für netzgeführte, drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Kleinwindenergieanlagen

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Publication number: DE202010012597U1
Application number: DE202010012597U
Authority: DE
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Priority date: 2010-09-14
Filing date: 2010-09-14
Publication date: 2011-01-20
Anticipated expiration: 2020-09-15

Abstract

Netzgeführte, drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Kleinwindenergieanlage, dadurch gekennzeichnet, dass diese vorzugsweise eine oder auch mehrere Freilaufkupplungen im mechanischen Triebstrang zwischen Rotor und Generator aufweist, so dass die Drehzahlen von Rotor und Generator entkoppelt sind, diese direkt oder indirekt gemessen werden und die Betriebsführung (Ein- und Ausschalten der Anlage) durch Auswertung beider Drehzahlen und somit ohne Messung der Windgeschwindigkeit bzw. Leistungsmessung erfolgt.

Description

Stand der Technik
Auf dem Gebiet der netzgekoppelten Windenergieanlagen werden bzgl. des Drehzahlverhaltens zwei Grundprinzipien unterschieden, der drehzahlvariable und der drehzahlstarre Betrieb.
Im Fall des drehzahlvariablen Betriebes wird der windgeführte Betrieb der Anlage angestrebt, d. h. die Rotordrehzahl wird unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit so geregelt, dass die Auslegungs-Schnelllaufzahl des Rotors sichergestellt wird. Durch diesen Regeleingriff kann der Rotor in seinem optimalen Betriebspunkt, d. h. mit höchstem Leistungsbeiwert, betrieben werden. Zwangsläufig ist eine Anpassung der mechanisch-elektrischen Energiewandlungskette in der Form erforderlich, dass trotz der variierenden Rotordrehzahl eine bezüglich Spannung und Frequenz netzkonforme Elektroenergie geliefert wird. Die hierfür erforderlichen Lösungen sind bekannt, beispielhaft sollen auf der mechanischen Seite stufenlose Getriebe und auf der elektrischen Seite die stromrichtergespeiste Synchronmaschine sowie die doppelt gespeiste Asynchronmaschine benannt werden.
Im Fall des netzgeführten, drehzahlstarren Betriebes gibt die Netzfrequenz die Drehzahl des Rotors vor. Beim Einsatz eines Asynchrongenerators ist die Drehzahl im Gegensatz zum Synchrongenerator schlupfabhängig von der Synchrondrehzahl abweichend. Da die Schlupfwerte nur im Bereich weniger Prozent liegen, kann in erster Näherung von einem quasi drehzahlstarren Betrieb gesprochen werden. Der drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Betrieb der Anlage muss unter reinen Ertragsaspekten im Vergleich zum windgeführten, drehzahlvariablen Betrieb als schlechter eingeschätzt werden, dennoch bietet er auch Vorteile. So ist z. B. die schwingungstechnische Beherrschung des Gesamtsystems erheblich unproblematischer, da die drehzahldeterminierten Anregungen in engen, festen Grenzen auftreten. Eine Auslegung der Anlage in der Form, dass die Eigenfrequenzen des Systems außerhalb der drehzahlbestimmten Anregungen liegen, ist vergleichsweise einfach.
Während sich bei Großwindenergieanlagen der drehzahlvariable Betrieb trotz des höheren Regelungsaufwandes de facto als Standard etabliert hat, ist der Wettbewerb zwischen beiden Lösungen für Kleinwindenergieanlagen (im Weiteren auch KWEA genannt) noch nicht entschieden.
Bei der Bewertung beider Konzepte ist nicht der absolute Energieertrag der Windenergieanlage in einem gemeinsamen Betrachtungszeitraum relevant, sondern das Verhältnis aus Energieertrag zur Investitionssumme der Anlage, d. h. primär die Frage, welches Konzept sich früher amortisiert.
Für KWEA ist der finanzielle Mehraufwand eines drehzahlvariablen, windgeführten Betriebes in der Regel weder unter dem Aspekt der Kosten noch unter dem Aspekt der Zuverlässigkeit gerechtfertigt.
Die langjährig bewährte und kostengünstige Lösung sieht bei KWEA den Einsatz eines netzgeführten Asynchrongenerators vor, der ohne zusätzlichen Aufwand die Anforderungen an Netzqualität sicherstellt. Der quasi drehzahlstarre Betrieb (Schlupfwerte üblicher Weise < 6%) erlaubt ein sichere schwingungstechnische Auslegung der Anlage.
Ein wesentliches Problem des Konzeptes liegt in dem Vermeiden des motorischen Betriebes der Anlage, der beim Überschreiten der Leerlauf-Schnelllaufzahl des Rotors eintritt. In diesem Fall entnimmt die Anlage dem Netz Elektroenergie, ein Zustand der grundsätzlich vermieden werden sollte. Auf Grund dessen, dass dieser Betriebspunkt je nach Auslegungswindgeschwindigkeit des Rotors, dem tatsächlichen Windangebot am Standort hinsichtlich der mittleren Windgeschwindigkeit und Häufigkeitsverteilung sowie der höheren Turbulenzintensität des Windes in Bodennähe mehr oder weniger oft auftritt, kann insbesondere an Schwachwindstandorten der Ertrag der KWEA hierdurch deutlich reduziert werden. Ein Vermeiden des motorischen Betriebes durch unverzügliche Netztrennung der Anlage bei Unterschreiten der Synchrondrehzahl ist prinzipiell möglich, führt aber zu zahlreichen und ggf. lebensdauerbestimmenden Schaltvorgängen und hieraus resultierenden Netzrückwirkungen sowie mechanischen Belastungen im Antriebsstrang. Ohne Ein-/Ausschalthysterese ist dieses Problem praktisch nicht beherrschbar.
Die bekannten Lösungen arbeiten mit vergleichsweise teuren und störanfälligen Windmesssystemen bzw. in der nächsten Komplexitätsstufe mit direkter Leistungsmessung, um den motorischen Betrieb der Anlage zu erkennen und den Zeitanteil des motorischen Betriebes der KWEA zu minimieren. Insbesondere die Windmessung ist nicht nur vergleichsweise teuer sondern vor allem störanfällig, ein Aspekt, der schnell die technische Verfügbarkeit der Anlage beeinträchtigt und damit jede Amortisationsbetrachtung in Frage stellt.
Hinzu kommen energetisch fragwürdige Maßnahmen, so müssen einige Anemometer bei tiefen Temperaturen beheizt werden, was die Gesamtenergiebilanz der KWEA zusätzlich belastet.
Die im Weiteren vorgestellte Lösung vermeidet sicher den motorischen Betrieb der Anlage und erlaubt somit einen zuverlässigen Betrieb der netzgeführten KWEA mit reduziertem Eigenenergiebedarf ohne auf die direkte Messung der Windgeschwindigkeit bzw. Leistungsmessung angewiesen zu sein. Stattdessen wird die Betriebsführung des Ein- und Ausschaltens der KWEA durch die bereits vorhandene bzw. ggf. zu ergänzende Drehzahlüberwachung gesteuert.
Lösung
Freilaufvorrichtungen sind drehrichtungsgeschaltete Kupplungen. Die Verbindung der beiden Kupplungsteile, Innen- und Außenring, erfolgt kraft- oder formschlüssig. Das treibende Teil kann hinter dem angetriebenen Teil zurückbleiben, stehenbleiben oder sich in die entgegengesetzte Richtung drehen.
Bei dem Betrieb einer Freilaufkupplung werden zwei Betriebszustände unterschieden:

• die Drehmomentübertragung vom treibenden zum getriebenen Teil und
• das Überholen, bei dem das getriebene Teil dem treibenden Teil voreilt.

Durch den Einsatz einer oder mehrerer Freilaufkupplung im mechanischen Triebstrang zwischen Rotor und Generator (Antriebsstrang) wird mechanisch sichergestellt, dass zu keinem Zeitpunkt ein mechanischer Antrieb des Rotors erfolgt.
Die 1 bis 3 verdeutlichen die Anordnungsmöglichkeiten der bevorzugten Lösung mit einer Freilaufkupplung im Antriebsstrang sowie die verschiedenen Möglichkeiten der Positionen der Drehzahlerfassung.
Es zeigen:
1: Generatordirektantrieb (Freilaufkupplung zwischen Rotor und Generator),
2: Generatorantrieb mittels Übersetzungsgetriebe (Freilaufkupplung vor Getriebe),
3: Generatorantrieb mittels Übersetzungsgetriebe (Freilaufkupplung nach Getriebe).
Die Freilaufvorrichtung arbeitet als Überholkupplung, ermöglicht also das automatische Abkuppeln des Rotors, wenn die Rotordrehzahl unter die Synchrondrehzahl des Generators fällt. Die Leistungsaufnahme aus dem Netz kann somit niemals größer als die Leistungsaufnahme der Synchron- oder Asynchronmaschine im Leerlauf sein. Der Einsatz einer Freilaufkupplung im Antriebsstrang einer KWEA verhindert prinzipbedingt Eigenschwingungen und mögliche Resonanzeffekte, die kritische Lastüberhöhungen in den Rotorblättern und mechanischen Komponenten erzeugen können. Zusätzlich werden Schwingungen im Antriebsstrang unterbunden, die insbesondere im Getriebe durch Zahnflankenwechsel Geräusche und Verschleiß hervorrufen.
Dieser Lösungsansatz erlaubt des Weiteren den Verzicht auf die direkte Windmessung mittels Anemometer bzw. Leistungsmessung und ermöglicht somit eine vereinfachte, kostengünstigere und erheblich robustere Betriebsführung.
Hierzu wird die Generatordrehzahl direkt oder unter Berücksichtigung der festen Getriebeübersetzung indirekt am Getriebeeingang und die Rotordrehzahl direkt oder unter Berücksichtigung der festen Getriebeübersetzung indirekt am Getriebeausgang separat gemessen und für die Ein- bzw. Ausschaltung der Anlage ausgewertet.
Bei zunehmender Windgeschwindigkeit wird die Drehzahl des Rotors ansteigen und die Freilaufkupplung stellt die Drehmomentübertragung auf den Generator sicher, so dass dieser mit dem Rotor beschleunigt. Mit Erreichen der Synchrondrehzahl wird die Netzverbindung des Generators hergestellt. Die Einschaltung in unmittelbarer Nähe der Synchrondrehzahl reduziert die Einschaltströme erheblich, die Netzrückwirkungen werden minimiert. Mit der Netzkopplung arbeitet die Synchron- oder Asynchronmaschine nunmehr drehzahlstarr oder quasi drehzahlstarr. Bei weiterer Zunahme der Windgeschwindigkeit wird ein höheres Drehmoment vom Rotor in die elektrische Maschine eingeprägt, die in den generatorischen Betrieb wechselt und Elektroenergie in das Netz einspeist. Durch geeignete Maßnahmen zur Leistungsbegrenzung, z. B. aerodynamischen Stall, Pitch-Verstellung der Rotorblätter bzw. dem „Aus-dem-Winddrehen” des Rotors wird sichergestellt, dass der Generator unter allen vorgesehenen Windgeschwindigkeiten im zulässigen Betriebsbereich verbleibt. Mit sinkender Windgeschwindigkeit wird der Punkt erreicht, bei dem die Leerlauf-Schnelllaufzahl des Rotors überschritten wird. Auf Grund der Überholkupplung ist eine Drehmomentübertragung von der elektrischen Maschine auf den Rotor unmöglich, der Generator verbleibt bei der Synchrondrehzahl, die Rotordrehzahl kann unabhängig hierzu weiter absinken. Die Betriebsführung erkennt in Auswertung beider Drehzahlen diesen Zustand und trennt nach einer festgelegten Zeit und/oder dem Unterschreiten einer Grenzdrehzahl die Netzverbindung des Generators.
Die direkte Erfassung und Auswertung der Drehzahl von Rotor und Generator erlaubt die Betriebsführung bzgl. des Ein- und Ausschaltens der Anlage anhand der den Betriebszustand der elektrischen Maschine primär bestimmenden Kenngrößen Drehzahl und Drehmoment. Massenträgheiten des Systems, die zwangsweise ein gegenüber der Windgeschwindigkeit verzögertes Reagieren des Systems mit sich bringen, sind bei diesem Betriebsführungsverfahren eliminiert.

Claims

Netzgeführte, drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Kleinwindenergieanlage, dadurch gekennzeichnet, dass diese vorzugsweise eine oder auch mehrere Freilaufkupplungen im mechanischen Triebstrang zwischen Rotor und Generator aufweist, so dass die Drehzahlen von Rotor und Generator entkoppelt sind, diese direkt oder indirekt gemessen werden und die Betriebsführung (Ein- und Ausschalten der Anlage) durch Auswertung beider Drehzahlen und somit ohne Messung der Windgeschwindigkeit bzw. Leistungsmessung erfolgt.
Netzgeführte, drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Kleinwindenergieanlage, nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Ein- und Ausschalthäufigkeit und der Eigenenergiebedarf der Anlage durch Vermeidung des motorischen Betriebes beim Überschreiten der Leerlauf-Schnelllaufzahl erheblich reduziert wird.
Netzgeführte, drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Kleinwindenergieanlage, nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet dass durch den Einsatz einer oder mehrerer Freilaufkupplungen im Antriebsstrang Resonanzeffekte, Schwingungsanregungen des Antriebsstranges grundsätzlich vermieden werden.
Netzgeführte, drehzahlstarre bzw. quasi drehzahlstarre Kleinwindenergieanlage, nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator vom Rotor beschleunigt wird und das Einschalten des Generators (Herstellen der Netzanbindung) Nahe der Synchrondrehzahl, d. h. mit minimalen Netzrückwirkungen, erfolgt.