EP2382388A2 - Energiegewinnungsanlage und verfahren zum betreiben dieser - Google Patents

Energiegewinnungsanlage und verfahren zum betreiben dieser

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EP2382388A2
EP2382388A2 EP09796594A EP09796594A EP2382388A2 EP 2382388 A2 EP2382388 A2 EP 2382388A2 EP 09796594 A EP09796594 A EP 09796594A EP 09796594 A EP09796594 A EP 09796594A EP 2382388 A2 EP2382388 A2 EP 2382388A2
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EP
European Patent Office
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drive
generator
differential
network
energy production
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Withdrawn
Application number
EP09796594A
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English (en)
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Inventor
Gerald Hehenberger
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Individual
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Withdrawn legal-status Critical Current

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    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
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    • H02K7/116—Structural association with clutches, brakes, gears, pulleys or mechanical starters with gears
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    • H02K7/183—Rotary generators structurally associated with turbines or similar engines wherein the turbine is a wind turbine
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    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the invention further relates to a method for operating an energy production plant, in particular a wind turbine, with three inputs or outputs, wherein a first drive with a drive shaft of the power generation plant, an output with a generator and a second drive is connected to a differential drive ,
  • Wind power plants are becoming increasingly important as electricity generation plants. As a result, the percentage of electricity generated by wind is continuously increasing. This, in turn, requires new standards of power quality on the one hand and a trend towards even larger wind turbines on the other. At the same time is one
  • variable-speed generator solutions in the form of so-called double-fed three-phase machines or synchronous generators in combination with frequency converters.
  • these solutions have the disadvantage that (a) the electrical behavior of the wind turbines only partially meets the requirements of the electricity supply companies in the event of a power failure, (b) the wind turbines can only be connected to the medium-voltage network by means of a transformer station and (c) the variable speed necessary frequency converters are very powerful and therefore a source of efficiency losses.
  • These problems can be solved by using externally-excited medium-voltage synchronous generators.
  • this requires alternative solutions to meet the demand for variable rotor speed or torque control in the drive train of the wind turbine.
  • One possibility is the use of differential gears which allow by changing the gear ratio at a constant generator speed, a variable speed of the rotor of the wind turbine.
  • WO2004 / 109157 A1 shows a complex, hydrostatic "multi-way" concept with several parallel differential stages and several switchable couplings, which makes it possible to switch between the individual paths With the technical solution shown, the power and thus the losses of the hydrostatics can be reduced.
  • a major disadvantage is the complicated structure of the entire unit
  • the circuit between the stages represents a problem in the control of the wind turbine.
  • this publication shows a mechanical brake, which acts directly on the generator shaft.
  • EP 1283359 A1 shows a 1-stage and a multi-stage differential gear with electric differential drive, wherein the 1-stage version has a coaxially positioned around the input shaft special three-phase machine with high rated speed, which due to the design of an extremely high on the rotor shaft related mass moment of inertia Has.
  • a multi-stage differential gear is proposed with high-speed standard three-phase machine, which is aligned parallel to the input shaft of the differential gear.
  • 5 shows an example of the speed and power ratios of an electric differential drive over the wind speed
  • 6 shows for the 1-stage differential gear the maximum torques and the size factor y / x as a function of the nominal rotational speed range
  • Fig. 11 shows a solution with two three-phase machines with different number of pole pairs and a frequency converter, which is connected to the network and the three-phase machine with the lower pole pair number,
  • Fig. 12 shows the solution of Fig. 11, wherein the frequency converter is connected to the three-pole machine higher number of pole pairs, when the three-phase machine of lower pole-pair number is connected to the mains.
  • the power of the rotor of a wind turbine is calculated from the formula
  • Rotor Power power coefficient rotor area * * air density / 2 * Wind speed 3,
  • the rotor of a wind turbine is for an optimal constitutionwert based on an established in the course of development speed number (usually a value zw.
  • Partial load range to set a correspondingly low speed in order to ensure optimum aerodynamic efficiency.
  • Fig. 1 1 shows the ratios for rotor power, rotor speed, high-speed number
  • Fig. 2 shows a possible principle of a differential system consisting of differential stage 3 or 11 to 13, an adjustment gear stage 4 and a differential drive 6.
  • the rotor 1 of the wind turbine drives the main gear 2 at.
  • the main gearbox is a 3-stage gearbox with two planetary stages and a spur gear stage.
  • Between main gear 2 and generator 8 is the differential stage 3, which is driven by the main gear 2 via planet carrier 12 of the differential stage 3.
  • the generator 8 - preferably a third-party synchronous generator, which may also have a nominal voltage greater than 2OkV if necessary - is connected to the ring gear 13 of the differential stage 3 and is driven by this.
  • the pinion 11 of the differential stage 3 is connected to the differential drive 6.
  • the speed of the differential drive 6 is controlled to one hand, to ensure a constant speed of the generator 8 at variable speed of the rotor 1 and on the other hand to regulate the torque in the complete drive train of the wind turbine.
  • a 2-stage differential gear is selected in the case shown, which provides an adjustment gear stage 4 in the form of a spur gear between differential stage 3 and differential drive 6.
  • Differential stage 3 and adaptation gear stage 4 thus form the 2-stage differential gear.
  • the differential drive is a three-phase machine, which is connected via frequency converter 7 and transformer 5 to the mains.
  • the differential drive as shown in Fig. 3 may also be used as e.g. Hydrostatic pumps / motor combination 9 are executed.
  • the second pump is preferably connected via adaptation gear stage 10 to the drive shaft of the generator 8.
  • Speed generator X * Speed rotor + y * Speed Di- referential drive
  • the generator speed is constant, and the factors x and y can be derived from the selected transmission ratios of the main transmission and differential gear.
  • the torque on the rotor is determined by the upcoming wind supply and the aerodynamic efficiency of the rotor.
  • the ratio between the torque at the rotor shaft and that at the differential drive is constant, whereby the torque in the drive train can be controlled by the differential drive.
  • the size factor y / x is a measure of the necessary design torque of the differential drive.
  • the power of the differential drive is essentially proportional to the product of the percentage deviation of the rotor speed from its base speed times rotor power (also called slip power). Accordingly, a large speed range basically requires a correspondingly large dimensioning of the differential drive.
  • FIG. 4 shows this by way of example for different speed ranges.
  • the - / + nominal speed range of the rotor defines its percentage speed deviation from the basic speed of the rotor, which can be realized with nominal speed of the differential drive (- ... motor or + ... regenerative) without field weakening.
  • the rated speed (n) of the differential drive defines that maximum speed at which it can permanently produce the rated torque (M n ) or the nominal power (P n ).
  • the rated speed of the differential drive is the speed at which it can deliver maximum continuous power (P 0 ma ⁇ ) with maximum torque (T max ).
  • Nominal pressure (p N ) and nominal size (NG) or displacement volume (V 9 max ) of the pump determine the maximum torque (T max ).
  • the rotor of the wind turbine rotates at the average speed n rated between the limits n max and n min-max p, in the partial load range between n rated and n m , n , achievable in this example with a field weakening range of 80%.
  • the control speed range between n max and n m ⁇ n-max p, which can be realized without load reduction, is chosen to be large in order to be able to control wind gusts.
  • the size of this speed range depends on the gustiness of the wind or the inertia of the rotor of the wind turbine and the dynamics of the so-called pitch system (rotor blade adjustment system), and is usually about - / + 5%.
  • a control speed range of - / + 6% has been selected to have adequate reserves for the control of extreme conditions using differential drives.
  • Wind turbines with very sluggish pitch systems can, however, also be designed for control speed ranges of approximately -1 + 7% to - / + 8%.
  • the wind turbine must produce rated power, which means that the differential drive is loaded with maximum torque.
  • the - / + rated speed range of the rotor must be about the same size, because only in this range, the differential drive can make its rated torque.
  • the rotor speed at which the differential drive has the speed equal to 0 is called the base speed. Since the basic speed is above n min-max p at small rotor speed ranges, the differential drive must be able to provide the rated torque at speed equal to 0. However, differential drives, whether electric or hydraulic, can only generate a torque at speed equal to 0, which is well below the rated torque, which can be compensated by a corresponding oversizing in the design. However, since the maximum design torque is the sizing factor for a differential drive, for this reason, a small speed range has only a limited positive effect on the size of the differential drive.
  • the rated speed of the differential drive is set in this case as a substitute with its speeds at n max and n min .
  • FIG. 5 shows by way of example the speed or power ratios for a differential stage.
  • the speed of the generator preferably a third-excited medium-voltage synchronous generator is constant by the connection to the frequency-fixed power grid.
  • this drive is operated as a motor in the range below the basic speed and as a generator in the range above the basic speed.
  • power is fed into the differential stage in the motor area and power is taken from the differential stage in the generator area.
  • this power is preferably taken from the network or fed into it.
  • the power is preferably taken from the generator shaft or supplied to this.
  • the sum of generator power and power differential drive gives the total power delivered to the grid for an electric differential drive.
  • the input torque for the differential drive depends not only on the torque at the differential input but also substantially on the transmission ratio of the differential gear. If the analysis is based on the assumption that the optimum gear ratio of a planetary stage is at a so-called stationary ratio of about 6, the torque for the differential drive will not become proportionally smaller with a 1-stage differential gearbox. There are technically larger stand translations feasible, which at best reduces this problem, but not eliminated.
  • Fig. 6 shows for a 1-stage differential gear the maximum torques and the size factor y / x (multiplied by -5,000 for reasons of representation) as a function of the rated speed range of the rotor.
  • M max the maximum torque
  • the diagram shows for 1-stage differential gearboxes that as the nominal speed range decreases, the design torques for the differential drive increase.
  • a 2-speed differential gearbox This can be achieved, for example, by implementing a matching gear stage 4 between differential stage 3 and differential drive 6 or 9.
  • the input torque for the differential stage which essentially determines their cost, but this can not be reduced.
  • the size of the differential drive also has a significant impact on the overall efficiency of the wind turbine.
  • the basic insight arises that a large speed range of the rotor of the wind turbine causes a better aerodynamic efficiency, but on the other hand, a larger
  • Aerodynamics of the rotor and the losses of the differential drive counteracts.
  • FIG. 7 shows the difference of the gross energy yield of the wind power plant with electric differential drive at different average annual wind speeds depending on the nominal rotational speed range of the rotor of the wind power plant.
  • the gross energy yield is based on the output power of the rotor of the wind turbine minus the losses of differential drive (including frequency converter) and differential gear.
  • a rated speed range of - / + 6% according to the invention is the basis, which by the minimum required control speed range in the rated power range of wind turbines with differential drives is required, the nominal speed range means that rotor speed range, which can be realized with nominal speed of the differential drive.
  • FIG. 8 shows a solution according to the invention for achieving a high annual energy yield with a small rated speed range.
  • the basis for this is that three-phase machines with different numbers of pole pairs have different synchronous speeds. That a so-called 4-pole machine has a synchronous speed of 1500rpm in the 50Hz mains and a synchronous speed of 100rpm for a 6-pole machine. This can be exploited by operating the wind turbine at low wind speeds and consequently low power with 6-pole three-phase machine and at higher power with 4-pole three-phase machine.
  • externally-excited medium-voltage synchronous generators are used.
  • the rotor 1 drives the main gear 2 and this via planet carrier 12, the differential stage 11 to 13.
  • the generator 8 is connected to the ring gear 13.
  • the generator 8 is a 4-pole three-phase machine and the generator 16 seated on the same shaft is a 6-pole
  • the three-phase machines 8 and 16 may alternatively each have a separate shaft, which are interconnected. Depending on the wind and power supply, the low wind power range is the 6-pole
  • Three-phase machine 8 connected to the network.
  • the switching point may vary according to the prevailing wind conditions.
  • too frequent switching between generator 8 and generator 16 can be prevented.
  • the differential drive only has to ensure the minimum control speed range of - / + 6%.
  • the system power is controlled to zero, then the generator 8 disconnected from the grid, then synchronized the generator 16 and finally the power corresponding to the current wind supply again high-regulated.
  • the generators 8 and 16 have a hollow shaft, which allows the differential drive on the side facing away from the differential gear of the generators 8 and 16 can be positioned.
  • the differential stage is preferably a separate, connected to the generator 8 assembly, which is then preferably connected via a coupling 14 and a rotor brake 15 to the main transmission 2.
  • the stator is designed with two groups of windings of different number of pole pairs, between which can be switched, so that the machine, for example, between 6-pin and 4-pin switchable.
  • the windings are designed separately for pole-changing machines. Due to the separate design of the windings, the machine functions functionally as two separate machines as described above. Structurally, reference may be made in this regard to the embodiments of Figs. 3 and 4, of which the invention differs in this case by the embodiment of the generator 8 as a pole-changing machine with an electrically correspondingly changed circuit.
  • FIG. 9 shows, like FIG. 7, the difference between the gross energy yield of the wind power plant and the electric differential drive at different average annual wind speeds depending on the nominal rotational speed range of the rotor of the wind power plant.
  • the variant with the rated speed range of - / + 6% is implemented with a 4/6-pole, pole-reversible three-phase machine. This makes this option the best option in terms of gross energy yield.
  • the goal is to develop a powertrain that allows the lowest power production costs.
  • the gross energy yield is proportional to the electricity production costs and thus to the profitability of a wind farm.
  • the manufacturing costs are in relation to the total manufacturing costs of a so-called wind farm, but only with the percentage of the proportionate capital costs of the wind turbine to the total cost of the wind farm including maintenance and operating costs.
  • this wind power plant-specific share of the electricity production costs is about 2/3 for so-called on-shore projects and about 1/3 for off-shore projects.
  • Fig. 10 shows the electricity production cost of a wind turbine with electric differential drive at different rated speed ranges compared to a variant with pole switchable generator (with - / + 6% rated speed range).
  • pole switchable generator with - / + 6% rated speed range.
  • the optimum wind turbine control, the overall efficiency and the simple or cost-optimal mechanical structure of the differential gear is the pole-reversible variant or alternatively a variant with two generators different pole pair a very good technical solution.
  • FIG. 11 and 12 show a variant with two three-phase machines of different pole pairs.
  • the 6-pole three-phase machine 16 is closed to the mains and the differential drive 6 can be connected e.g. operated only under-synchronous, whereby no power via frequency converter 7 is fed into the network, and the differential drive can use the optimum field weakening range, if an electric drive is selected for the differential drive.
  • Three-phase machine 8 is closed to mains and the differential drive 6 is via
  • Frequency converter 7 connected to the 6-pole three-phase machine 16.
  • the required slip power of the differential drive in the engine operation taken from the common shaft of the three-phase machines 8 and 16 and the differential drive 6 is powered by three-phase machine 16 and frequency converter 7.
  • the power flow takes place in the reverse direction.
  • the frequency converter 7 in no case feeds into the network, whereby the IGBT inverter by e.g. a so-called thyristor converter can be replaced, which is much cheaper and more robust than the IGBT inverter, but in terms of network behavior would have a much lower power feed quality.
  • the IGBT inverter by e.g. a so-called thyristor converter can be replaced, which is much cheaper and more robust than the IGBT inverter, but in terms of network behavior would have a much lower power feed quality.
  • the frequency converter 7 can be connected to one of the two windings, preferably the winding with the higher number of pole pairs.

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Abstract

Eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, weist eine Antriebswelle, einen Generator (8) und ein Differentialgetriebe (11 bis 13) mit drei An- bzw. Abtrieben auf. Ein erster Antrieb ist mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem Differential-Antrieb (6) verbunden. Es sind zwei Generatoren (8, 16) mit unterschiedlicher Polpaarzahl vorgesehen, die mit dem Abtrieb verbindbar sind.

Description

Energiegewinnungsanlaqe und Verfahren zum Betreiben dieser
Die Erfindung betrifft eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer Antriebswelle, einem Generator und mit einem Differentialgetriebe mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator und ein zweiter Antrieb mit einem Differential-Antrieb verbunden ist.
Die Erfindung betrifft des weiteren ein Verfahren zum Betreiben einer Energiegewinnungsanlage, insbesondere einer Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator und ein zweiter Antrieb mit einem Differential-Antrieb verbunden ist.
Windkraftwerke gewinnen zunehmend an Bedeutung als Elektrizitätserzeugungs- anlagen. Dadurch erhöht sich kontinuierlich der prozentuale Anteil der Stromerzeugung durch Wind. Dies wiederum bedingt einerseits neue Standards bezüglich Stromqualität und andererseits einen Trend zu noch größeren Windkraftanlagen. Gleichzeitig ist ein
Trend Richtung Offshore-Windkraftanlagen erkennbar, welcher Anlagengrößen von zumindest 5MW installierter Leistung fordert. Durch die hohen Kosten für Infrastruktur und Wartung bzw. Instandhaltung der Windkraftanlagen im Offshore-Bereich gewinnen hier sowohl Wirkungsgrad als auch Verfügbarkeit der Anlagen eine besondere
Bedeutung.
Allen Anlagen gemeinsam ist die Notwendigkeit einer variablen Rotordrehzahl, einerseits zur Erhöhung des aerodynamischen Wirkungsgrades im Teillastbereich und andererseits zur Regelung des Drehmomentes im Antriebsstrang der Windkraftanlage. Letzteres zum Zweck der Drehzahlregelung des Rotors in Kombination mit der Rotorblattverstellung.
Derzeit sind großteils Windkraftanlagen im Einsatz, welche diese Forderung durch Einsatz von drehzahlvariablen Generator-Lösungen in der Form von sogenannten doppelt-gespeisten Drehstrommaschinen bzw. Synchrongeneratoren in Kombination mit Frequenzumrichtern erfüllen. Diese Lösungen haben jedoch den Nachteil, dass (a) das elektrische Verhalten der Windkraftanlagen im Fall einer Netzstörung nur bedingt den Anforderungen der Elektrizitätsversorgungsunternehmen erfüllt, (b) die Windkraftanlagen nur mittels Transformatorstation an das Mittelspannungsnetz anschließbar sind und (c) die für die variable Drehzahl notwendigen Frequenzumrichter sehr leistungsstark und daher eine Quelle für Wirkungsgradverluste sind. Diese Probleme können durch den Einsatz von fremderregten Mittelspannungs- Synchrongeneratoren gelöst werden. Hierbei bedarf es jedoch alternativer Lösungen um die Forderung nach variabler Rotor-Drehzahl bzw. Drehmomentregelung im Triebstrang der Windkraftanlage zu erfüllen. Eine Möglichkeit ist der Einsatz von Differenzialgetrieben welche durch Veränderung des Übersetzungsverhältnisses bei konstanter Generatordrehzahl, eine variable Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage erlauben.
Stand der Technik:
Die WO2004/109157 A1 zeigt ein komplexes, hydrostatisches „Mehrwege"-Konzept mit mehreren parallelen Differenzialstufen und mehreren schaltbaren Kupplungen, wodurch zwischen den einzelnen Wegen geschaltet werden kann. Mit der gezeigten technischen Lösung können die Leistung und somit die Verluste der Hydrostatik reduziert werden. Ein wesentlicher Nachteil ist jedoch der komplizierte Aufbau der gesamten Einheit. Darüber hinaus stellt die Schaltung zwischen den einzelnen Stufen ein Problem bei der Regelung der Windkraftanlage dar. Weiters zeigt diese Veröffentlichung eine mechanische Bremse, welche direkt auf die Generatorwelle wirkt.
WO 2006/010190 A1 zeigt ein einfaches elektrisches Konzept mit mehrstufigem Differenzialgetriebe, welches vorzugsweise einen Asynchrongenerator als Differenzial- Antrieb vorsieht. Die Nenndrehzahl des Differenzial-Antriebes von 1500rpm wird im motorischen Betrieb um 1/3 auf 2000rpm erweitert, was einen Feldschwächebereich von ca. 33% bedeutet.
EP 1283359 A1 zeigt ein 1 -stufiges und ein mehrstufiges Differenzialgetriebe mit elektrischem Differenzial-Antrieb, wobei die 1 -stufige Version eine um die Eingangswelle koaxial positionierte Sonder-Drehstrommaschine mit hoher Nenndrehzahl aufweist, welche aufgrund der Bauform ein extrem hohes auf die Rotorwelle bezogenes Massenträgheitsmoment hat. Alternativ wird ein mehrstufiges Differenzialgetriebe mit schnelllaufender Standard-Drehstrommaschine vorgeschlagen, welche parallel zur Eingangswelle des Differenzialgetriebes ausgerichtet ist.
Die Nachteile bekannter Ausführungen sind einerseits hohe Verluste im Differenzial- Antrieb bzw. andererseits bei Konzepten die dieses Problem lösen, komplexe Mechanik bzw. Sonder-Elektromaschinenbau und damit hohe Kosten. Bei hydrostatischen Lösungen ist darüber hinaus die Lebensdauer der eingesetzten Pumpen ein Problem bzw. ein hoher Aufwand bei Anpassung an extreme Umgebungsbedingungen erforderlich. Generell ist festzustellen, dass die gewählten Nenn-Drehzahlbereiche entweder für die Ausregelung von Extrembelastungen zu klein oder für einen optimalen Energieertrag der Windkraftanlage zu groß sind.
Aufgabe der Erfindung ist oben genannte Nachteile weitgehend zu vermeiden und einen Differenzial-Antrieb zur Verfügung zu stellen, welcher neben geringstmöglichen Kosten sowohl maximalen Energieertrag als auch optimale Regelung der Windkraftanlage gewährleistet.
Gelöst wird diese Aufgabe mit einer Energiegewinnungsanlage mit den Merkmalen des Anspruchs 1 oder 7 und mit einem Verfahren mit den Merkmalen der Ansprüche 21 oder 23.
Mit Hilfe der erfindungsgemäßen Energiegewinnungsanlagen und der erfindungsgemäßen Verfahren zum Betreiben dieser kann die Drehzahl des Rotors der Energiegewinnungsanlagen optimal an das zur Verfügung stehende Leistungsangebot, bei Windkraftanlagen der Windgeschwindigkeit, angepasst werden.
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche.
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme auf die Zeichnungen detailliert beschrieben.
Fig. 1 zeigt für eine 5MW Windkraftanlage gemäß Stand der Technik die Leistungskurve, die Rotordrehzahl und die sich dadurch ergebenden Kennwerte wie Schnelllaufzahl und den Leistungsbeiwert,
Fig. 2 zeigt das Prinzip eines Differenzialgetriebes mit einem elektrischen Differenzial- Antrieb gemäß Stand der Technik,
Fig. 3 zeigt das Prinzip eines hydrostatischen Differenzial-Antriebes mit Pumpen/Motor-Kombination gemäß Stand der Technik,
Fig. 4 zeigt die Drehzahlverhältnisse am Rotor der Windkraftanlage und die sich dadurch ergebenden maximalen Eingangs-Drehmomente Mmax für den Differenzial- Antrieb,
Fig. 5 zeigt beispielhaft die Drehzahl- und Leistungsverhältnisse eines elektrischen Differenzial-Antriebes über der Windgeschwindigkeit, Fig. 6 zeigt für das 1 -stufige Differenzialgetriebe die maximalen Drehmomente und den Größenfaktor y/x in Abhängigkeit vom Nenn-Drehzahlbereich,
Fig. 7 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrags für verschiedene Nenn- Drehzahlbereiche bei unterschiedlichen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten,
Fig. 8 zeigt eine Lösung mit zwei Synchrongeneratoren mit verschiedener Polpaarzahl,
Fig. 9 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrags für einen elektrischen Differenzial- Antrieb bei verschiedenen Nenn-Drehzahlbereichen im Vergleich zu einer Variante mit polschaltbarem Generator (mit -/+ 6% Nenn-Drehzahlbereich),
Fig. 10 zeigt die Differenz der Strom-Produktionskosten für einen elektrischen Differenzial-Antrieb bei verschiedenen Nenn-Drehzahlbereichen im Vergleich zu einer Variante mit polschaltbarem Generator (mit -/+ 6% Nenn-Drehzahlbereich),
Fig. 11 zeigt eine Lösung mit zwei Drehstrommaschinen mit verschiedener Polpaarzahl und einem Frequenzumrichter, welcher mit dem Netz und der Drehstrommaschine mit der niedrigeren Polpaarzahl verbunden ist,
Fig. 12 zeigt die Lösung von Fig. 11, wobei der Frequenzumrichter mit der Drehstrommaschine höherer Polpaarzahl verbunden ist, wenn die Drehstrommaschine niedrigerer Polpaarzahl ans Netz angeschlossen ist.
Die Leistung des Rotors einer Windkraftanlage errechnet sich aus der Formel
Rotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Luftdichte/2 * Windgeschwindigkeit3,
wobei der Leistungsbeiwert abhängig von der Schnelllaufzahl (= Verhältnis Blattspitzen-Geschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) des Rotors der Windkraftanlage ist. Der Rotor einer Windkraftanlage ist für einen optimalen Leistungsbeiwert basierend auf einer im Zuge der Entwicklung festzulegenden Schnelllaufzahl (meist ein Wert zw.
7 und 9) ausgelegt. Aus diesem Grund ist beim Betrieb der Windkraftanlage im
Teillastbereich eine entsprechend kleine Drehzahl einzustellen, um einen optimalen aerodynamischen Wirkungsgrad zu gewährleisten.
Fig. 11 zeigt die Verhältnisse für Rotorleistung, Rotordrehzahl, Schnelllaufzahl und
Leistungsbeiwert für einen vorgegebenen maximalen Drehzahlbereich des Rotors bzw. einer optimalen Schnelllaufzahl von 8,0-8,5. Aus dem Diagramm ist ersichtlich, dass sobald die Schnelllaufzahl von ihrem optimalen Wert von 8,0-8,5 abweicht, der Leistungsbeiwert sinkt, und sich damit gemäß oben genannter Formel die Rotorleistung entsprechend der aerodynamischen Charakteristik des Rotors reduziert.
Fig. 2 zeigt ein mögliches Prinzip eines Differenzialsystems bestehend aus Differenzialstufe 3 bzw. 11 bis 13, einer Anpassungs-Getriebestufe 4 und einem Differenzial-Antrieb 6. Der Rotor 1 der Windkraftanlage treibt das Hauptgetriebe 2 an. Das Hauptgetriebe ist ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe. Zwischen Hauptgetriebe 2 und Generator 8 befindet sich die Differenzialstufe 3, welches vom Hauptgetriebe 2 via Planetenträger 12 der Differenzialstufe 3 angetrieben wird. Der Generator 8 - vorzugsweise ein fremderregter Synchrongenerator, der bei Bedarf auch eine Nennspannung größer 2OkV haben kann - ist mit dem Hohlrad 13 der Differenzialstufe 3 verbunden und wird von diesem angetrieben. Das Ritzel 11 der Differenzialstufe 3 ist mit dem Differenzial-Antrieb 6 verbunden. Die Drehzahl des Differenzial-Antriebes 6 wird geregelt, um einerseits bei variabler Drehzahl des Rotors 1 eine konstante Drehzahl des Generators 8 zu gewährleisten und andererseits das Drehmoment im kompletten Triebstrang der Windkraftanlage zu regeln. Um die Eingangsdrehzahl für den Differenzial-Antrieb 6 zu erhöhen wird im gezeigten Fall ein 2-stufiges Differenzialgetriebe gewählt, welches eine Anpassungs-Getriebestufe 4 in Form einer Stirnradstufe zwischen Differenzialstufe 3 und Differenzial-Antrieb 6 vorsieht. Differenzialstufe 3 und Anpassungs-Getriebestufe 4 bilden somit das 2-stufige Differenzialgetriebe. Der Differenzial-Antrieb ist eine Drehstrommaschine, welche via Frequenzumrichter 7 und Transformator 5 ans Netz angeschlossen wird. Alternativ kann der Differenzial-Antrieb, wie in Fig. 3 gezeigt, auch als z.B. hydrostatische Pumpen/Motor-Kombination 9 ausgeführt werden. In diesem Fall ist die zweite Pumpe vorzugsweise via Anpassungs- Getriebestufe 10 mit der Antriebswelle des Generators 8 verbunden.
Die Drehzahlgleichung für das Differenzialgetriebe lautet:
Drehzahlcenerator = X * DrehzahlRotor + y * DrehzahlDifferenzial-Antrieb
wobei die Generatordrehzahl konstant ist, und sich die Faktoren x und y aus den gewählten Getriebeübersetzungen von Hauptgetriebe und Differenzialgetriebe ableiten lassen.
Das Drehmoment am Rotor wird durch das anstehende Windangebot und den aerodynamischen Wirkungsgrad des Rotors bestimmt. Das Verhältnis zwischen dem Drehmoment an der Rotorwelle und dem am Differenzial-Antrieb ist konstant, wodurch sich das Drehmoment im Triebstrang durch den Differenzial-Antrieb regeln lässt. Die Drehmomentgleichung für den Differenzial-Antrieb lautet: DrehmomentDrfferenz.ai-Antπeb = DrehmomentRotor * y / x ,
wobei der Größenfaktor y/x ein Maß für das notwendige Auslegungs-Drehmoment des Differenzial-Antriebes ist.
Die Leistung des Differenzial-Antriebes ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus prozentueller Abweichung der Rotordrehzahl von dessen Grunddrehzahl mal Rotor-Leistung (auch Schlupfleistung genannt). Dementsprechend erfordert ein großer Drehzahlbereich grundsätzlich eine entsprechend große Dimensionierung des Differenzial-Antriebes.
Fig. 4 zeigt dies beispielhaft für verschiedene Drehzahlbereiche. Der -/+Nenn- Drehzahlbereich des Rotors definiert dessen prozentuelle Drehzahlabweichung von der Grunddrehzahl des Rotors, der mit Nenndrehzahl des Differenzial-Antriebs (- ... motorisch bzw. + ... generatorisch) ohne Feldschwächung realisiert werden kann. Die Nenndrehzahl (n) des Differenzial-Antriebes definiert im Falle einer elektrischen Drehstrommaschine jene maximale Drehzahl, bei der diese dauerhaft das Nenndrehmoment (Mn) bzw. die Nennleistung (Pn) erbringen kann.
Im Falle eines hydrostatischen Antriebes, wie z.B. einer hydraulischen Axialkolbenpumpe, ist die Nenndrehzahl des Differenzial-Antriebes jene Drehzahl, bei der dieser mit maximalem Drehmoment (Tmax) maximale Dauerleistung (P0 maχ) liefern kann. Dabei bestimmen Nenndruck (pN) und Nenngröße (NG) bzw. Verdrängungsvolumen (V9 max) der Pumpe das maximale Drehmoment (Tmax).
Im Nennleistungsbereich dreht der Rotor der Windkraftanlage mit der mittleren Drehzahl nrated zwischen den Grenzen nmax und nmin-maxp, im Teillastbereich zwischen nrated und nm,n, in diesem Beispiel erzielbar mit einem Feldschwächebereich von 80%. Der Regelungs-Drehzahlbereich zwischen nmax und nmιn-maxp, welcher ohne Lastreduktion realisierbar ist, wird entsprechen groß gewählt, um Windböen ausregeln zu können. Die Größe dieses Drehzahlbereiches hängt von der Böigkeit des Windes bzw. der Massenträgheit des Rotors der Windkraftanlage und der Dynamik des sog. Pitch-Systems (Rotorblatt-Verstellsystem) ab, und liegt üblicherweise bei etwa -/+5%. Im gezeigten Beispiel wurde ein Regelungs-Drehzahlbereich von -/+6% gewählt um entsprechende Reserven für die Ausregelung von Extremböen mit Hilfe von Differenzial-Antrieben zu haben. Windkraftanlagen mit sehr trägen Pitch-Systemen können aber durchaus auch für Regelungs-Drehzahlbereiche von etwa -1+7% bis -/+8% ausgelegt werden. In diesem Regelungs-Drehzahlbereich muss die Windkraftanlage Nennleistung produzieren, was bedeutet, dass der Differenzial-Antrieb dabei mit maximalem Drehmoment belastet wird. Das heißt, dass der -/+Nenn- Drehzahlbereich des Rotors etwa gleich groß sein muss, da nur in diesem Bereich der Differenzial-Antrieb sein Nenndrehmoment leisten kann.
Bei elektrischen und hydrostatischen Differenzial-Antrieben mit einer Differenzialstufe wird die Rotor-Drehzahl, bei der der Differenzial-Antrieb die Drehzahl gleich 0 hat, die Grunddrehzahl genannt. Da nun bei kleinen Rotor-Drehzahlbereichen die Grunddrehzahl über nmin-maxp liegt, muss der Differenzial-Antrieb das Nenndrehmoment bei Drehzahl gleich 0 erbringen können. Differenzial-Antriebe, sei es elektrisch oder auch hydraulisch, können jedoch bei Drehzahl gleich 0 nur ein Drehmoment erzeugen, welches deutlich unter dem Nennmoment liegt, was jedoch durch eine entsprechende Überdimensionierung bei der Auslegung kompensiert werden kann. Da jedoch das maximale Auslegungs-Drehmoment der dimensionierende Faktor für einen Differenzial-Antrieb ist, wirkt sich aus diesem Grund ein kleiner Drehzahlbereich nur beschränkt positiv auf die Größe des Differenzial-Antriebes aus.
Im Falle eines Antriebskonzeptes mit mehr als einer Differenzialstufe, kann der -/+Nenn-Drehzahlbereich ersatzweise aus der Formel
-/+Nenn-Drehzahlbereich = -/+ ( nmax - nmin ) / nmax + nmin )
für eine Grunddrehzahl = ( nmax + nmin ) * 0,5
errechnet werden. Die Nenndrehzahl des Differenzial-Antriebes wird in diesem Fall ersatzweise mit dessen Drehzahlen bei nmax bzw. nmin festgelegt.
In Fig. 5 sieht man beispielhaft die Drehzahl- bzw. Leistungsverhältnisse für eine Differenzialstufe. Die Drehzahl des Generators, vorzugsweise ein fremderregter Mittelspannungs-Synchrongenerator ist durch den Anschluss an das frequenzfeste Stromnetz konstant. Um den Differenzial-Antrieb entsprechend gut ausnutzen zu können, wird dieser Antrieb im Bereich kleiner der Grunddrehzahl motorisch und im Bereich größer der Grunddrehzahl generatorisch betrieben. Das führt dazu, dass im motorischen Bereich Leistung in die Differenzialstufe eingespeist wird und im generatorischen Bereich Leistung der Differenzialstufe entnommen wird. Diese Leistung wird im Falle eines elektrischen Differenzial-Antriebes vorzugsweise dem Netz entnommen bzw. in dieses eingespeist. Im Falle eines hydraulischen Differenzial- Antriebes wird die Leistung vorzugsweise der Generatorwelle entnommen bzw. dieser zugeführt. Die Summe aus Generatorleistung und Leistung Differenzial-Antrieb ergibt die für einen elektrischen Differenzial-Antrieb ins Netz abgegebene Gesamtleistung. Das Eingangs-Drehmoment für den Differenzial-Antrieb hängt neben dem Drehmoment am Differenzial-Eingang auch wesentlich vom Übersetzungsverhältnis des Differenzialgetriebes ab. Legt man der Analyse zugrunde, dass das optimale Übersetzungsverhältnis einer Planetenstufe bei einer sogenannten Standübersetzung von etwa 6 liegt, so werden mit einem 1 -stufigen Differenzialgetriebe die Momente für den Differenzial-Antrieb nicht proportional dem Drehzahlbereich kleiner. Es sind technisch auch größere Standübersetzungen realisierbar, was dieses Problem bestenfalls reduziert, jedoch nicht beseitigt.
Fig. 6 zeigt für ein 1 -stufiges Differenzialgetriebe die maximalen Drehmomente und den Größenfaktor y/x (aus Darstellungsgründen mit -5.000 multipliziert) in Abhängigkeit vom Nenn-Drehzahlbereich des Rotors. Bei einem Nenn-Drehzahlbereich von etwa -/+14% bis -/+ 17% ergibt sich für den Differenzial-Antrieb der kleinste Größenfaktor und demzufolge auch das kleinste maximale Drehmoment (Mmax).
Die Grafik zeigt für 1 -stufige Differenzialgetriebe, dass bei kleiner werdendem Nenn- Drehzahlbereich die Auslegungs-Drehmomente für den Differenzial-Antrieb anwachsen. Um dieses Problem zu lösen, kann man ein z.B. 2-stufiges Differenzialgetriebe verwenden. Dies kann man beispielsweise durch Implementieren einer Anpassungs-Getriebestufe 4 zwischen Differenzialstufe 3 und Differenzial-Antrieb 6 oder 9 erreichen. Das Eingangs-Drehmoment für die Differenzialstufe, das im Wesentlichen deren Kosten bestimmt, kann dadurch jedoch nicht reduziert werden.
Die Größe des Differenzial-Antriebes hat natürlich auch einen wesentlichen Einfluss auf den Gesamtwirkungsgrad der Windkraftanlage. Betrachtet man die oben beschriebenen Ausführungen, so ergibt sich die grundlegende Erkenntnis, dass ein großer Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage einen besseren aerodynamischen Wirkungsgrad bewirkt, jedoch andererseits auch eine größere
Dimensionierung des Differenzial-Antriebes erfordert. Dies wiederum führt zu höheren Verlusten, was einem besseren System-Wirkungsgrad (bestimmt durch die
Aerodynamik des Rotors und die Verluste des Differenzial-Antriebes) entgegenwirkt.
Fig. 7 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrages der Windkraftanlage mit elektrischem Differenzial-Antrieb bei verschiedenen mittleren Jahreswind- geschwindigkeiten abhängig vom Nenn-Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage. Dabei basiert der Brutto-Energieertrag auf der Abgabeleistung des Rotors der Windkraftanlage abzüglich der Verluste von Differenzial-Antrieb (inkl. Frequenzumrichter) und Differenzialgetriebe.
Ein Nenn-Drehzahlbereich von -/+ 6% ist erfindungsgemäß die Basis, welcher durch den minimal erforderlichen Regelungs-Drehzahlbereich im Nennleistungsbereich von Windkraftanlagen mit Differenzial-Antrieben erforderlich ist, wobei der Nenn- Drehzahlbereich jenen Rotor-Drehzahlbereich bedeutet, den man mit Nenndrehzahl des Differenzial-Antriebes realisieren kann.
Darüber hinaus wird ein Feldschwächebereich von bis zu 80% über Nenn-Drehzahl des Differenzial-Antriebes angenommen.
Aus der Grafik ist unschwer zu erkennen, dass das Optimum bei einem Nenn- Drehzahlbereich von etwa -/+ 20% erreicht wird, und eine Erweiterung des Nenn- Drehzahlbereiches darüber hinaus keine Vorteile mehr bringt.
Fig. 8 zeigt eine erfindungsgemäße Lösung um mit kleinem Nenn-Drehzahlbereich einen hohen Jahresenergieertrag zu erzielen. Grundlage hierfür ist, dass Drehstrommaschinen mit unterschiedlichen Polpaarzahlen verschiedene Synchrondrehzahlen haben. D.h. eine sogenannte 4-polige Maschine hat im 50Hz- Netz eine Synchrondrehzahl von 1500rpm und eine 6-polige Maschine eine Synchrondrehzahl von lOOOrpm. Dies kann man ausnützen indem man die Windkraftanlage bei niedrigen Windgeschwindigkeiten und demzufolge niedrigen Leistungen mit 6-poliger Drehstrommaschine betreibt und bei höheren Leistungen mit 4-poliger Drehstrommaschine. Vorzugsweise kommen fremderregte Mittelspannungs- Synchrongeneratoren zum Einsatz.
In der gezeigten möglichen Ausführungsvariante treibt der Rotor 1 das Hauptgetriebe 2 an und dieses via Planetenträger 12 die Differenzialstufe 11 bis 13. Der Generator 8 ist mit dem Hohlrad 13 verbunden. Der Generator 8 ist eine 4-polige Drehstrommaschine und der auf derselben Welle sitzende Generator 16 ist eine 6-polige
Drehstrommaschine. Die Drehstrommaschinen 8 und 16 können alternativ jeweils eine separate Welle haben, welche miteinander verbunden werden. Entsprechend dem Wind- bzw. Leistungsangebot wird im niedrigen Wind-/Leistungsbereich die 6-polige
Drehstrommaschine 16, bzw. im hohen Wind-/Leistungsbereich die 4-polige
Drehstrommaschine 8 mit dem Netz verbunden. Der Umschaltpunkt kann entsprechend den vorherrschenden Windverhältnissen variieren. Darüber hinaus kann mittels sogenannter Hysterese ein zu häufiges Umschalten zwischen Generator 8 und Generator 16 verhindert werden.
Da nun für den Energieertrag relevanten Drehzahlbereich großteils die zwei Drehzahlen der Generatoren 8 und 16 Rechnung tragen, muss der Differenzialantrieb nur mehr den minimalen Regelungs-Drehzahlbereich von -/+6% gewährleisten. _ Um z.B. vom Generator 8 auf den Generator 16 zu schalten, wird vorzugsweise die Systemleistung auf null geregelt, dann der Generator 8 vom Netz getrennt, anschließend der Generator 16 synchronisiert und abschließend die Leistung entsprechend dem aktuellen Windangebot wieder hoch-geregelt. Die Generatoren 8 und 16 haben eine Hohlwelle, welche erlaubt, dass der Differenzial-Antrieb an der dem Differenzialgetriebe abgewandten Seite der Generatoren 8 und 16 positioniert werden kann. Dadurch ist die Differenzialstufe vorzugsweise eine separate, an den Generator 8 angebundene Baugruppe, welche dann vorzugsweise über eine Kupplung 14 und eine Rotorbremse 15 mit dem Hauptgetriebe 2 verbunden ist.
Anstelle der zwei Generatoren 8 und 16 kann auch eine sogenannte polschaltbare Drehstrommaschine eingesetzt werden. Bei dieser Ausführungsform wird der Stator mit zwei Gruppen von Wicklungen unterschiedlicher Polpaarzahl ausgeführt, zwischen denen umgeschaltet werden kann, so dass die Maschine beispielsweise zwischen 6- polig und 4-polig umschaltbar ist. Üblicherweise sind die Wicklungen bei polumschaltbaren Maschinen getrennt ausgeführt. Durch die getrennte Ausführung der Wicklungen arbeitet die Maschine funktionell wie zwei separate Maschinen wie oben beschrieben. Konstruktiv kann in dieser Hinsicht auf die Ausführungsformen von Fig. 3 und 4 verwiesen werden, von welchen sich die Erfindung in diesem Fall durch die Ausführung des Generators 8 als polumschaltbare Maschine mit einer elektrisch entsprechend geänderten Schaltung unterscheidet.
Fig. 9 zeigt wie Fig. 7 die Differenz des Brutto-Energieertrages der Windkraftanlage mit elektrischem Differenzial-Antrieb bei verschiedenen mittleren Jahreswind- geschwindigkeiten abhängig vom Nenn-Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage. In diesem Beispiel wird jedoch die Variante mit dem Nenn- Drehzahlbereich von -/+ 6% mit einer 4/6-poligen, polschaltbaren Drehstrommaschine ausgeführt. Damit wird diese Variante hinsichtlich Brutto-Energieertrag zur besten Option.
Letztendlich ist es das Ziel, einen Triebstrang zu entwickeln, der die geringsten Strom- Produktionskosten erlaubt.
Die dafür relevanten Punkte bei der Optimierung von Differenzial-Antrieben sind (a) der Brutto-Energieertrag, (b) die Herstellkosten für den Differenzial-Antrieb und (c) die die Gesamt-Herstellkosten beeinflussende Qualität der Drehmoment- bzw. Drehzahlregelung der Windkraftanlage. <
Der Brutto-Energieertrag geht proportional in die Strom-Produktionskosten und damit in die Wirtschaftlichkeit eines Windparks ein. Die Herstellkosten stehen in Relation zu den gesamten Herstellkosten eines sogenannten Windparks, jedoch nur mit dem Prozentsatz der anteiligen Kapitalkosten der Windkraftanlage an den Gesamtkosten des Windparks inkl. Wartungs- und Betriebskosten. Durchschnittlich ist dieser windkraftanlagenspezifische Anteil an den Strom-Produktionskosten bei sogenannten On-shore-Projekten etwa 2/3 und bei Off-shore-Projekten etwa 1/3. Durchschnittlich kann man daher einen Prozentsatz von etwa 50% definieren. Das bedeutet, dass eine Differenz im Jahresenergieertrag durchschnittlich doppelt so hoch zu bewerten ist wie die Differenz in den Herstellkosten der Windkraftanlage.
Fig. 10 zeigt die Strom-Produktionskosten einer Windkraftanlage mit elektrischem Differenzial-Antrieb bei verschiedenen Nenn-Drehzahlbereichen im Vergleich zu einer Variante mit polschaltbarem Generator (mit -/+ 6% Nenn-Drehzahlbereich). Hierbei ist für die polschaltbare Variante eindeutig ein Optimum zu erkennen.
Aus oben beschriebenen Gründen der optimalen Windkraftanlagen-Regelung, der Gesamtwirkungsgrade und des einfachen bzw. kostenoptimalen mechanischen Aufbaus der Differenzialgetriebe stellt die polschaltbare Variante bzw. alternativ eine Variante mit zwei Generatoren unterschiedlicher Polpaarzahl eine sehr gute technische Lösung dar.
Im Falle der Variante mit zwei Generatoren unterschiedlicher Polpaarzahl gibt es eine weitere Optimierungsmöglichkeit. Die beschriebenen Varianten der Differenzialantriebe mit elektrischem Differenzial-Antrieb haben gemeinsam, dass im generatorischen Betrieb des Differenzial-Antriebes die sogenannte Schlupfleistung via Frequenzumrichter ins Netz gespeist wird. Um die Stromqualitätsanforderungen zu erfüllen sind aus diesem Grund sognannte IGBT-Umrichter plus entsprechende Filter notwendig.
Fig. 11 und 12 zeigen eine Ausführungsvariante mit zwei Drehstrommaschinen unterschiedlicher Polpaarzahl. Im niedrigen Wind-/Leistungsbereich wird, wie Fig. 11 zeigt, die 6-polige Drehstrommaschine 16 ans Netz geschlossen und der Differenzial- Antrieb 6 kann z.B. nur untersynchron betrieben werden, wodurch keine Leistung via Frequenzumrichter 7 ins Netz eingespeist wird, und der Differential-Antrieb den optimalen Feldschwächebereich ausnutzen kann, sofern für den Differential-Antrieb ein elektrischer Antrieb gewählt wird.
Im hohen Wind-/Leistungsbereich wird, wie Fig. 12 zeigt, die 4-polige
Drehstrommaschine 8 ans Netz geschlossen und der Differenzial-Antrieb 6 wird via
Frequenzumrichter 7 mit der 6-poligen Drehstrommaschine 16 verbunden. Dadurch wird die im motorischen Betrieb erforderliche Schlupfleistung des Differenzial-Antriebes der gemeinsamen Welle der Drehstrommaschinen 8 und 16 entnommen und der Differenzial-Antrieb 6 wird via Drehstrommaschine 16 und Frequenzumrichter 7 versorgt. Im generatorischen Betrieb erfolgt der Leistungsfluss in umgekehrter Richtung.
Dadurch speist der Frequenzumrichter 7 in keinem Fall ins Netz ein, womit der IGBT- Umrichter durch z.B. einen sogenannten Thyristor-Umrichter ersetzt werden kann, welcher wesentlich kostengünstiger und robuster als der IGBT-Umrichter ist, jedoch im Bezug auf Netzverhalten eine wesentlich schlechtere Strom-Einspeisequalität hätte.
Bei der Ausführungsform der Erfindung, bei der anstelle der beiden separate Generatoren 8, 16 eine einzige polumschaltbare Maschine verwendet wird, kann der Frequenzumrichter 7 an eine der beiden Wicklungen, vorzugsweise die Wicklung mit der höheren Polpaarzahl, angeschlossen werden.
Die oben beschriebenen Ausführungen sind bei technisch ähnlichen Anwendungen ebenfalls umsetzbar. Dies betrifft v.a. Wasserkraftwerke zur Ausnutzung von Fluss- und Meeresströmungen. Für diese Anwendung gelten die gleichen Grundvoraussetzungen wie für Windkraftanlagen, nämlich variable Strömungsgeschwindigkeit.

Claims

Ansprüche:
1. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer Antriebswelle, einem Generator (8) und mit einem Differentialgetriebe (11 bis 13) mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem
Differential-Antrieb (6) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass zwei Generatoren (8, 16) mit unterschiedlicher Polpaarzahl vorgesehen sind, die mit dem Abtrieb verbindbar sind.
2. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die zwei Generatoren (8, 16) permanent mit dem Antrieb verbunden sind.
3. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) mit dem Netz und/oder mit einem der beiden Generatoren (8, 16) verbunden ist.
4. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) mit dem Generator (16) mit der höheren Polpaarzahl verbindbar ist.
5. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) permanent an das Netz angeschlossen ist und dass abwechselnd einer der beiden Generatoren (8, 16) an das Netz angeschlossen ist.
6. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) über einen Frequenzumrichter (7) mit dem Netz und/oder mit einem der beiden Generatoren (8, 16) verbunden ist.
7. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer Antriebswelle, einem Generator (8) und mit einem Differentialgetriebe (11 bis 13) mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem Differential-Antrieb (6) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass der
Generator (8) polumschaltbar ist.
8. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Stator-Wicklungen des Generator (8) getrennt ausgeführt sind.
9. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) mit dem Netz und/oder mit einer der beiden Stator- Wicklungen verbunden ist.
10. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) mit der Stator-Wicklung mit der höheren Polpaarzahl verbind bar ist.
11. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 8 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) permanent an das Netz angeschlossen ist und dass abwechselnd eine der beiden Stator-Wicklungen an das Netz angeschlossen ist.
12. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 3 bis 6 oder 8 bis 11 , dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) über einen
Frequenzumrichter (7) mit dem Netz und/oder mit einem Generator (8, 16) verbunden ist.
13. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass der oder die Generatoren (8, 16) fremderregte Synchron-
Generatoren sind.
14. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 3 bis 6 oder 8 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) eine Drehstrommaschine ist.
15. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb (6) eine permanentmagneterregte Synchron- Drehstrommaschine ist.
16. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 , 2 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial-Antrieb ein hydraulischer Antrieb ist.
17. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass sie ein einstufiges Differentialgetriebe (3) aufweist.
18. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 16, dadurch gekennzeichnet, dass sie ein mehrstufiges Differentialgetriebe (3, 4) aufweist.
19. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 18, dadurch gekennzeichnet, dass die Antriebswelle die Rotorwelle einer Windkraftanlage ist.
20. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass der mit der Antriebswelle verbundene erste Antrieb mit einer Grunddrehzahl dreht und dass der Drehzahlbereich des ersten Antriebes mindestens -/+ 6,0 % und höchstens -/+ 20,0 % der Grunddrehzahl beträgt, während der Differenzial-Antrieb (6) mit Nenndrehzahl betrieben wird.
21. Verfahren zum Betreiben einer Energiegewinnungsanlage, insbesondere einer Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem Differential-Antrieb (6) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass zwei Generatoren (8, 16) mit unterschiedlicher Polpaarzahl abwechselnd mit dem Netz verbunden sind.
22. Verfahren nach Anspruch 21 , dadurch gekennzeichnet, dass die Leistung des mit dem Netz verbundenen Generators auf Null geregelt wird, dass dieser Generator dann vom Netz getrennt wird, und dass anschließend der andere Generator mit dem Netz synchronisiert und dann an das Netz angeschlossen wird.
23. Verfahren zum Betreiben einer Energiegewinnungsanlage, insbesondere einer Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator
(8) und ein zweiter Antrieb mit einem Differential-Antrieb (6) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Wicklungen eines polumschaltbaren Generators (8) abwechselnd mit dem Netz verbunden sind.
24. Verfahren nach Anspruch 21 , dadurch gekennzeichnet, dass die Leistung des Generators (8) auf Null geregelt wird, dass die mit dem Netz verbundene Wicklung des Generators (8) dann vom Netz getrennt wird, und dass anschließend die andere Wicklung des Generators (8) mit dem Netz synchronisiert und dann an das Netz angeschlossen wird.
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