WO2003008802A1 - Verfahren und vorrichtung zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen regelung einer getriebelosen windkraftanlage - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen regelung einer getriebelosen windkraftanlage Download PDF

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Rajib Datta
Steffen Bernet
Harry Reinold
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Abb Research Ltd.
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Definitions

  • the invention relates to a method and a device for speed-adjustable power electronic control of a gearless wind power plant, in particular an offshore wind power plant (offshore wind power plant) near the coast, which enables an always maximized power conversion even at strongly varying wind speeds.
  • Wind power or wind energy plants with their usually several ten meter high mast, on the top of which there is a nacelle for receiving a wind turbine with a rotor, usually with one to three rotor blades, generally also have a generator coupled to the turbine, if necessary with intermediate gear.
  • the generators used in wind energy or wind power plants are in most cases asynchronous generators, since they have a high level of operational safety due to their comparatively simple and robust construction and require only low maintenance costs. If these generators are connected directly to the respective power or supply network, the turbine speed, which usually ranges between 18 and 25 revolutions per minute, must be connected to the generator speed by means of an intermediate gearbox, which is determined by the respective grid frequency of 50 or 60 Hertz is given to be adjusted. The turbine speed which is thus predetermined by the grid frequency
  • the inductive reactive power is compensated by intermediate capacitor banks.
  • these capacitor banks are either connected to the circuit or separated from the circuit in order to increase the power factor of the generator.
  • the arbitrary switching on and off of the capacitor banks leads to undesired transients in the mains current or the mains voltage.
  • stator of the generator is connected directly to the three-phase power line and the rotor is fed via an active inverter.
  • an active inverter Such a circuit enables both undersynchronous and oversynchronous operation of the generator.
  • this operating principle allows regulation to the point of maximum power conversion (MPP) and a power factor of one when feeding into the grid.
  • MPP point of maximum power conversion
  • slip rings In addition to the transmission that is still present, the use of slip rings also has a disadvantage for operational safety and reliability.
  • the use of active power electronic converters connected downstream of the generator leads to a reduction in operational reliability and to an increase in costs, particularly in the range of the indicated high powers of more than one megawatt. Furthermore is reduced by losses occurring in the active power semiconductors of the active converter, its efficiency, which reduces the economy of the power plant.
  • Wind turbines are essentially characterized by their power-speed characteristic curve, that is to say the converted power is considered in relation to or as a function of the rotational speed of the wind turbine or its shaft.
  • the power value P ⁇ implemented by a wind turbine depends on the one hand on the dimensions of the corresponding system, but also on the geometry of the rotor blades, the air density and the respectively available wind speed. For a horizontally mounted wind turbine, its performance is based on the following relation
  • the power factor C p is dependent on the geometry of the rotor blades and on the rapid-action number ⁇ , which is defined as the ratio of the speed of the rotor blade tip v R to the wind speed v.
  • ⁇ z> is the angular or rotational speed of the wind turbine or the turbine shaft and R is the radius of the turbine, measured from the center of the axis of rotation to the tip of the rotor blade.
  • the power coefficient C p always reaches its maximum only for a certain rapid number ⁇ and thus a certain ratio of peak speed v R to wind speed v ⁇ However, this means that for each wind speed ⁇ w an i- There is a real rotor speed or speed that allows the system to be operated in the limit range of maximum power conversion.
  • the object of the invention is to enable and to ensure, at varying wind speeds, an always maximized power conversion of a gearless wind power or energy plant, in particular a coastal offshore wind power or wind energy plant (offshore wind energy plant).
  • This task is accomplished by a device and a method for the speed-adjustable power electronic control of one or more gearless wind power plants, which are coupled and separately controllable via a capacitive DC link to form a network, in particular offshore wind power plants, each with a mast several meters high A gondola with a wind turbine and generator unit rests on the top, and at least one converter unit for feeding in the grid, an active power electronic control unit or a field controller for torque and thus speed control, and a corresponding, preferably modular control device are released.
  • the speed of the rotor is varied electronically, depending on the prevailing wind speed, using the control device, which is preferably constructed from a plurality of control modules, so that always maximized system power conversion is achieved.
  • the device according to the invention has one or more gearless wind turbines, wind turbines or wind energy converter systems (WECS), in particular in the offshore area near the coast, with a mast several tens of meters high and a wind turbine with generator unit.
  • the wind energy plants or their generator units are electrically connected in parallel on the DC voltage side via a common capacitive DC voltage intermediate circuit and are indirectly connected or coupled to one another.
  • each generator unit is assigned a control module of the control device, which is preferably located in the immediate vicinity of the generator unit to reduce the line paths and thus the switching or control path and the control times, or is integrated into this, if necessary, for example Non-modular structure of the control device, can also be accommodated separately from the actual wind turbine in a switch station located on land.
  • the control device has at least three differently configured control module groups or functional control assemblies, these are
  • Control modules of the generator units - control modules of the grid-side active inverter units, a higher-level control module that functions as an interface between the control modules of the generator units and the active inverter units, and separate, cross-system tasks, such as triggering or actuating protective devices integrated in the circuitry in the event of any faults or malfunctions that may occur where applicable, the detection of the wind speeds prevailing locally in the respective wind energy installations and the determination of a wind speed averaged over the entire wind park.
  • All control modules are preferably implemented in the form of digital circuit complexes, each with at least one digital signal processor, but can also be hard-wired using corresponding analog control elements, such as PI controllers, PT controllers, two-point controllers, low-pass filters, subtractors, multipliers, comparators and amplifiers.
  • Each generator unit of a wind turbine has a synchronous generator, and a diode rectifier electrically connected in series with it, as well as an active, power-electronic current controller to provide the field excitation power (field controller) and a control module for regulating and controlling the generator unit and its power electronic modules. This includes in particular the acquisition and further processing of relevant system information, such as the machine currents, the terminal voltages and the speed of the generator, as well as the communication and the data and information exchange with the higher-level control module of the control device.
  • the synchronous generator is in this case connected directly, that is to say without an intermediary transmission, to the wind turbine of the wind energy installation or its turbine shaft.
  • the speed of rotation of the turbine is usually around 18 to 25 revolutions per minute, but can also exceed or decrease below it.
  • the synchronous generator should preferably be designed with a large number of poles of several tens or hundreds of pole pairs.
  • the synchronous generator has a magnetic mixer excitation system which has both permanent magnets and electrical field or excitation windings. However, it can also be carried out with a purely electrical field excitation.
  • the static component of the magnetic field or the magnetic basic or output field strength is generated by the existing permanent magnets, whereas the field or excitation windings in the current-carrying state generate a controllably variable field component, the size of which, according to the invention, is made dependent on the prevailing wind conditions.
  • Permanent magnets and electrical field windings are integrated in the rotor.
  • the power to be provided for the excitation or the resulting field structure is extracted from the capacitive DC voltage intermediate circuit by the field controller and transferred into the excitation winding with the aid of slip rings and / or transformers.
  • Excitation windings and field actuators are electrically connected in parallel to the capacitive DC voltage intermediate circuit.
  • Each generator unit also has a preferably passive rectifier with a diode bridge, with slow diodes (mains diodes), which rectifies the electrical power generated in the generator and feeds it into the capacitive DC voltage intermediate circuit.
  • the diode rectifier is electrically connected in series with the generator and the capacitive DC voltage intermediate circuit.
  • the DC voltage outputs of one or more such generator units of the wind farm are electrically connected in parallel to the capacitive DC voltage intermediate circuit on the DC voltage side.
  • the speed of the wind turbine or its rotor is not predefined by a specific value, but can vary depending on the wind strength, the speed of rotation of the turbine will set at a given wind speed at which a kind of equilibrium between the electrical power generated or converted and the mechanical turbine power is given.
  • p is the air density
  • A is the area through which the wind flows or the area swept by the rotor blades
  • v is the wind speed
  • Cp is the wind speed
  • m ax is the maximum power coefficient
  • l opt is the optimal speed index
  • ⁇ is the speed of the wind turbine
  • R is the radius of the wind turbine
  • p , o p t denote a turbine-specific parameter.
  • the generator currents, terminal voltages and the rotational speed of the synchronous generator are recorded and fed to the control module of the generator unit. From the aforementioned values, this determines the reference power P G * and the electrical power of the generator P G resulting from the generator or machine currents and terminal voltages.
  • the resulting power signal P G is filtered, for example to suppress or eliminate ripples caused by harmonics in the phase currents, and is fed as a decision value to the input of a switching device or an operating mode switch. If the power value P G lies outside a predetermined power-related hysteresis band, then there may be a switchover between two different control or operating modes.
  • Switching between the regulation to the point of maximum power conversion at variable turbine speeds and the regulation of the power conversion at constant rotational speed of the wind turbine takes place with the aid of a switching device which is operated within the power-related hysteresis band, in order in this way to cause the signal to tremble or flicker due to constant switching prevent between operating modes.
  • the electrical power generated by the generator P G is used here after passing through a low-pass filter as a decision parameter for generating a switching signal for switching between the two control or operating modes.
  • the reference power PG * is constantly compared with the electrical power of the generator P G. If the reference power P G * from the value of the electrical power of the generator P G , a proportional-integral controller is operated with the resulting differential power, which delivers a reference current / E * for controlling the field actuator of the generator unit and thus for controlling or regulating the variable field of the synchronous machine ,
  • the variable exciter field of the generator is fed via the field controller of the generator unit, which is designed, for example, as a buck converter. This is connected on the input side to the capacitive DC voltage intermediate circuit. The field of excitation and thus the torque of the generator is changed in such a way that the power difference between the reference power P G * and the electrical generator power G disappears.
  • a corresponding current control allows the field or excitation current to be varied rapidly as a function of the reference current / E *, the rate of change being limited by the inductance of the excitation winding or the time constant of the excitation field.
  • the excitation field limited only by its time constant, adjusts itself immediately to its new value. This brings about a rapid adjustment of the electrical generator power P G to the reference power P G *.
  • the wind speeds occurring in the individual power plants must be measured and transmitted to the higher-level control module of the modular control device, which is preferably housed in a switch station located on the coast, and processed there.
  • the control module uses the data provided to determine an average wind speed averaged over the entire wind farm.
  • the resulting average wind signal is then smoothed by means of a low-pass filter and fed to the control modules of the grid-side active inverter units.
  • the reference voltage / J dc * generated in the control modules for the capacitive DC voltage intermediate circuit or the active inverters located on the network side results here as a linear function of the filtered average wind signal.
  • the voltage value of the DC link is limited to a minimum of 80% and a maximum of 120 to 140% of its original value. This principle can also be used for higher voltage values.
  • the generated or converted electrical power of the respective generator is rectified by means of a diode rectifier and transmitted from the offshore wind turbine or wind farm near the coast via an underwater direct current cable at medium voltage or high voltage level to a switch or intermediate station located on land or on the coast.
  • the underwater direct current cable is part of the capacitive direct voltage intermediate circuit.
  • the switching or intermediate station there is an interface for coupling power into the network or consumer network with at least one active inverter unit on the network side, each with an inverter with pulse-width modulation (PWM inverter), which, depending on the voltage applied to the DC intermediate circuit and the rated power limit of the power plants, for example around a thyristor, in particular IGCT 's (Integrated Gate Commutated Thyristors), GTO 's (Gate Door-Off Thyristors), ETO 's , MCT's (Metal Oxi de Semiconductor Controlled Thyristors), MTO's (Metal Oxide Semiconductor turn-off thyristor) or a, is with transistors, in particular IGBT's (Insulated Gate Bipolar Transistors) equipped two- or multi-level inverter. An inverter equipped with SiC semiconductor switches is also possible and can be used.
  • the switching station has an associated control module for each active inverter unit and the higher-
  • the generated power is fed back into the network or consumer network at a power factor of one or another predetermined value with sinusoidal mains current.
  • the inverter units located on the network side are connected to the network or consumer network for voltage adjustment via one or more transformers, which can be separated from the supply network by at least one circuit breaker.
  • a short-circuit fault occurs in one or more of the inverter units located on the grid side, these can be isolated from the generator units by opening corresponding circuit breakers. Since in such a case any DC link capacitors that are used would run the risk of being overloaded by the generated energy, a DC chopper or DC chopper is connected in parallel in the DC voltage intermediate circuit in order to dissipate the generated energy before the generating units or the generator units can be switched off.
  • a blocking diode advantageously prevents the power generated from parallel units from being fed into the faulty diode bridge.
  • FIG. 1 Schematic power electronics structure of an offshore wind farm near the coast of the invention
  • Fig. 2 basic structure of the modular control and monitoring device
  • Fig. 3b Optional control loop with, depending on an average wind speed, variable voltage of the capacitive DC voltage intermediate circuit
  • Fig. 6a The simulation of the control method based wind speed as a function of time
  • Fig. 1 the power electronic structure of an offshore wind farm near the coast of the invention is shown schematically. Accordingly, such a wind farm one or more wind power or wind energy plants, each with a wind turbine with generator unit 1, a capacitive DC voltage intermediate circuit 2 with DC chopper 3, at least one active inverter unit 4 not located on the generator side, and at least one transformer 5 for coupling the generated electrical power into the grid.
  • the generator unit 1 of each wind turbine has a three-phase synchronous generator 6 and a diode rectifier 7 connected in series with it.
  • the three-phase synchronous generator 6, which preferably has a large number of poles, is connected directly to the wind turbine of the wind turbine or its turbine shaft.
  • the three-phase synchronous generator 6 has a magnetic mixer excitation system which has permanent magnets integrated in the rotor 9 as well as electrical field or excitation windings. However, it can also be excited exclusively electrically.
  • Each generator unit 1 also has a passive diode rectifier 7 with a three-phase diode bridge, which rectifies the electrical power generated in the stator 10 of the three-phase synchronous generator 6 and introduces it into the capacitive DC voltage intermediate circuit 2.
  • the three-phase diode bridge is connected between the stator 10 and the DC link 2.
  • the DC voltage outputs of one or more such generator units 1 of the wind farm are connected in parallel to one another in the capacitive DC voltage intermediate circuit 2.
  • the switching station 12 includes at least one grid-side active inverter unit 4, each with a three-phase inverter 13 with pulse width modulation (PWM inverter), which, depending on the rated voltage of the DC link 2 and the rated power limit of the power plants, is one with thyristors, transistors or SiC semiconductor switches equipped two or multi-point inverters. It is also possible to connect several in parallel Inverters, which can also be fed via phase-shifted three-phase systems.
  • PWM inverter pulse width modulation
  • phase-shifted three-phase systems can be implemented, for example, by different transformer switching groups.
  • the generated power is fed back into the network or consumer network at a power factor of one or another predetermined value with sinusoidal mains current.
  • the active inverter units 4, which are not located on the generator side, are connected to the interconnected or consumer network via one or more transformers 5, which in turn are separated from the supply network by at least one circuit breaker 14. If a short-circuit fault occurs in one or more of the inverter units 5 located on the grid side, these can be isolated from the generator units 1 by opening the corresponding circuit breakers 15.
  • a DC chopper 3 is connected in parallel in the direct voltage intermediate circuit 2 in order to dissipate the generated energy before the generating units or the generator units 1 can be switched off.
  • a blocking diode 16 advantageously prevents the supply of generated power from parallel units to the faulty diode bridge, for example in the event of a short circuit.
  • the monitoring and control of both the entire offshore wind farm as well as the individual power plants and their power electronic device components or components is carried out by means of the modular control and control device 20 shown in FIG. 2.
  • the control device 20 contains control modules 21 for controlling and monitoring the Generator units 1, each generator unit 1 being assigned a separate control module 21, control modules 22 for regulating and monitoring the active inverters 13 not located on the generator side, a separate control module 22 being assigned to each grid-side inverter 13 as well as a higher-level control module 23 which monitors other control modules 21 and 22, communicates with them and performs overarching functions, such as the actuation or activation of circuit breakers 15 and / or DC choppers 3 in the event of faults that occur.
  • the control module 21 of a generator unit detects, for example, the terminal voltages, the machine currents and the rotational speed ⁇ of the generator as input variables and, according to the invention, uses this to generate a reference current k * for the field controller 8 of the respective generator unit for adapting the excitation current and thus the torque and the rotational speed of the generator and as a result a regulation or optimization of the power conversion of the wind turbine.
  • the control module 22 of the respective active grid-side inverter unit 4 receives, as input signals, the voltage U dC of the capacitive DC voltage intermediate circuit 2, the mains voltage, the mains current and optionally a reference voltage l / dc * from the higher-level control module for adapting or changing the voltage of the capacitive DC voltage intermediate circuit 2.
  • FIG. 3a shows a schematic representation of the control loop according to the invention for achieving a maximized power conversion of a power plant.
  • the machine currents and terminal voltages of the generator and its instantaneous speed ⁇ are recorded and the electrical power of the generator PG is determined in a functional unit 30 of the control module 21 belonging to the generator unit 1.
  • the resulting power signal is filtered via a low-pass filter 31 and compared by means of a two-point controller with hysteresis 32 with a power-related hysteresis band or range defined by the controller, which is defined by an upper and a lower limit or threshold value.
  • the two-point controller 32 possibly generates a switching signal that a switching device or a switch 33 for switching between the two possible control modes, namely a regulation to the point of maximum power conversion with variable rotor speeds and a regulation of the power conversion Wind turbine at a fixed, maximum permissible rotor speed, moves.
  • the controller 32 If the control is currently working at variable rotor speeds ⁇ u ⁇ , the electrical generator power P G determined is above the power-related hysteresis band specified by the two-point controller 32, the controller 32 generates a switching signal which causes the switch 33 to generate a reference power P G * for further consideration to be used, which is proportional to the difference formed by means of a comparator 35 between the instantaneous speed ⁇ and the maximum permissible speed ⁇ * and is generated by means of a PI control element 36.
  • P G * P ⁇ , ⁇ * applies here. Switching to regulation of the power conversion with the maximum permissible speed ⁇ * of the wind turbine applies.
  • the reference power P G * selected by means of the switch 33 is first compared with the electrical generator power P G in a comparator 37 and then a reference current k * proportional to the power difference is generated by means of a PI control element 38, which then adjusts the field current 8 to the field controller 8 in order to adapt the excitation current is supplied to each generator unit.
  • the field controller 8 adjusts and regulates the excitation current and thus the generator torque in such a way that the power difference between the reference power P G * and the generator power P G disappears, thereby regulating and limiting the speed and thus regulating and Optimization of the power conversion of the wind turbine without measurement and knowledge of the prevailing wind speeds is made possible.
  • each generator unit 1 has its own control module 21, a separate, individual control of several wind power plants combined in a network, for example in a wind farm and in particular in a coastal offshore wind farm, is ensured. This is particularly advantageous if there are wind strength differences within the wind farm which can then be individually compensated and compensated for by the respective wind turbines.
  • the power electronic control of the power conversion by adapting the generator torque to a change in the torque of the wind turbine by means of angular adjustment of the rotor blades enables a comparatively quick or short stimulation cycle. A fact that is further promoted or supported by the local proximity between the executing control module 21 and generator unit 1.
  • the resulting signal of the average wind speed is smoothed by means of a low-pass filter 39 and fed to the control modules 22 of the active inverter units 4.
  • the reference voltage ( ⁇ ic * of the DC voltage intermediate circuit 2 for the inverters 13 located on the grid side) is determined as a linear function of the filtered signal by a corresponding control element 40 and supplied to the corresponding inverter 13, as a result of which the voltage / J dc is adjusted as a function of the wind speed and thus the power conversion of the capacitive DC voltage intermediate circuit 2 is reached.
  • the regulating and actuating elements shown in FIGS. 3a and 3b are preferably to be implemented in the context of digital signal processors, but can also be implemented by hardwiring corresponding analog regulating devices or regulating elements.
  • Fig. 4 the curve of the power coefficient Cp as a function of the rapid addition ⁇ is shown representative of a turbine. With the help of the curve shown, the characteristic power-speed characteristic curve can be determined using equation I and equation II.
  • FIG. 5 Such a characteristic curve, which is typical of wind turbines, is shown in FIG. 5 for a wind turbine with an output of 1.5 MW and wind speeds in the range between 5 m / s and 15 m / s.
  • a shift in the rotational speed or speed of the turbine with increasing wind speed in the direction of increasing values at the point of maximum power conversion can be clearly observed here.
  • the thick solid line 50 describes the maximized power conversion, point A marking the switchover point of a control at variable speeds to a control at a fixed, maximum permissible speed.
  • Power values between points A and B are obtained at constant speed by varying the generator torque reached.
  • a comparatively high wind strength or wind speed with correspondingly high shaft speeds of the turbine also permits a correspondingly high output power of the wind power plant.
  • a speed control or a limitation or setting of the speed to the maximum permissible value takes effect when the generated or converted power exceeds the upper predetermined power threshold of 800 kW and switches off or on again when the power reaches the predetermined lower power threshold of Falls below 650 kW.
  • This behavior which corresponds to the control scheme represented by FIG. 3a and the associated description, can be understood with reference to FIGS. 6b, 6c and 6d.
  • the turbine-specific maximum permissible speed of rotation here is approx. 18 rpm.
  • the speed of the wind turbine is kept almost constant at the maximum permissible value by the aforementioned control method after approx. 220 seconds.
  • the energy yield for the simulation period was 74 kWh, which is about 12% more than the yield of the unregulated system of the same structure, with constant field excitation and constant voltage U ⁇ at the DC link 2. Over a longer period of time, the energy yield can probably still be increased. Since the operating point always moves along the desired locus of the turbine characteristic, this is the maximum energy that can be generated for a given wind profile. At this point it should be mentioned that the control or operating method described above is not limited to the technical data on which it is based, but remains valid for all performance classes and turbine characteristics.

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Abstract

Verfahren und Vorrichtung zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen Regelung einer oder mehrerer, über einen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) zu ei- nem Verbund gekoppelter getriebeloser Windkraftanlagen, insbesondere küstennahe Hochsee-Windkraftanlagen, mit einer Windturbine mit Generatoreinheit (1 ), die einen Synchrongenerator (6) und Feldsteller (8) aufweist, indem zur Erreichung einer maximierten Leistungsumwandlung der Kraftanlage das Drehmoment des Synchrongenerators (6) und damit die Drehzahl der Turbine mittels einer modular aufgebauten Regelvorrichtung (20) leistungselektronisch auf die vorherrschenden Windverhältnisse eingestellt wird. Hierfür wird die elektrische Generatorleistung PG ermittelt und mit einem vorbestimmten Leistungsbereich verglichen. Vergleichsabhängig wird zwischen zwei Regelmodi ausgewählt und eine der maximierten Leistungsumwandlung entsprechende Referenzleistung PG* ermittelt. Diese wird mit der elektrischen Generatorleistung PG verglichen, ein der Leistungsdifferenz proportionaler Referenzstrom IE* erzeugt und dem Feldsteller (8) zugeführt. Dieser entzieht dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2), abhängig vom Referenzstrom IE*, kontrolliert Leistung und führt sie dem Erregerfeld zu. Durch Änderung des Erregerfeldes wird eine Drehmoment- und damit Drehzahländerung des Synchrongenerators (6) bewirkt, der zu einer Angleichung der beiden Leistungswerte führt.

Description

Verfahren und Vorrichtung zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen Regelung einer getriebelosen Windkraftanlage
Beschreibung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen Regelung einer getriebelosen Windkraftanlage, insbesondere einer küstennahen Hochsee-Windkraftanlage (Offshore-Windkraftanlage), die auch bei stark variierenden Windgeschwindigkeiten eine stets maximierte Leistungsumwandlung ermöglicht.
Die Erschließung und Nutzbarmachung erneuerbarer Energiequellen, insbesondere der Windenergie, unter Einsatz mehrerer zu einem Windpark zusammengeschlossener Windkraftanlagen gewinnt in Zeiten sich langfristig erschöpfender fossiler Brennstoffe, wie beispielsweise Steinkohle, Braunkohle und Erdöl sowie einer stetig ansteigenden Umweltbelastung durch Abgase und Verbrennungsrückstände und den daraus resultierenden Folgeerscheinungen immer mehr an Bedeutung.
Windkraft- oder Windenergieanlagen, mit ihrem üblicherweise mehrere zehn Meter hohen Mast, auf dessen Spitze sich eine Gondel zur Aufnahme einer Windturbine mit Rotor, mit meist ein bis drei Rotorblättern befindet, besitzen darüber hinaus in aller Regel noch einen an die Turbine gekoppelten Generator, gegebenenfalls mit zwischengeschaltetem Getriebe. Bei den in Windenergie- oder Windkraftanlagen eingesetzten Generatoren handelt es sich in den meisten Fällen um Asynchrongeneratoren, da diese aufgrund ihrer vergleichsweise einfachen und robusten Bauweise eine hohe Betriebssicherheit besitzen und nur geringe Wartungskosteη bedingen. Werden diese Generatoren direkt an das jeweilige Strom- oder Versorgungsnetz angeschlossen, so muß die Turbinendrehzahl, die sich meist im Bereich zwischen 18 und 25 Umdrehungen pro Minute bewegt, mittels eines zwischengeschalteten Getriebes an die Generatordrehzahl, die durch die jeweilige Netzfrequenz von 50 oder 60 Hertz vorgegeben ist, angepaßt werden. Die somit durch die Netzfrequenz fest vorgegebene Turbinendrehzahl der
ERSATZES! «TT (REGEL 26) Windkraftanlage wirkt sich jedoch bei wechselnden oder variierenden Windbedingungen nachteilig auf die Leistungsausbeute bzw. die gewinnbare Energiemenge aus. Die'zur Verfügung stehende Windkraft oder Windenergie kann hier nicht vollwertig genutzt und ausgeschöpft werden und folglich auch nicht die maximal mögliche Leistung erzeugt bzw. umgewandelt werden.
Da Asynchrongeneratoren zum Betrieb stets induktive Blindleistung benötigen, entziehen die Windkraftanlagen dem Verbundnetz bei geringen Windstärken, wenn die erzeugte Wirkleistung gering und der Leistungsfaktor schlecht ist hauptsächlich induktive Blindleistung.
Die induktive Blindleistung wird in den meisten Fällen durch zwischengeschaltete Kondensatorbänke kompensiert. Abhängig von der erzeugten Wirkleistung werden diese Kondensatorbänke entweder in den Stromkreis geschaltet oder vom Stromkreis getrennt, um hierdurch den Leistungsfaktor des Generators zu erhöhen. Jedoch führt das willkürliche Ein- und Ausschalten der Kondensatorbänke zu unerwünschten Transienten im Netzstrom bzw. der Netzspannung.
Wie bekannt, erlaubt die Verwendung aktiver Gleichrichter im Ständerstromkreis eines Asynchrongenerators mit Käfig- oder Kurzschlußläufer bei konstanter Netzfrequenz einen Betriebsmodus mit variablen Dreh- oder Rotationsgeschwindigkeiten der Windturbine. Mittels Vektorregelung ist trotz sich ändernder Windverhältnisse sowohl eine Regelung des Maschinendrehmomentes, als auch der Drehzahl und somit ein Regeln auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung (MPP) möglich. In einer derartigen Anordnung ist zwingend neben dem generatorseitigen aktiven Gleichrichter auch ein netzsei- tig arbeitender Wechselrichter erforderlich, der die gewonnene Energie ins Netz einspeist.
Bei Verwendung von Asynchrongeneratoren ist zur Drehzahlanpassung ein Getriebe erforderlich, welches jedoch zu einem erhöhten Wartungs- und Instandhaltungsaufwand führt. Auch der vorzusehende, aktive Wechselrichter und die durch ihn bedingten, erhöhten Installationskosten sowie die reduzierte Zuverlässigkeit bzw. Verfügbarkeit gereichen einer entsprechenden Kraftanlage zum Nachteil. Zwar erlaubt die Verwendung eines doppelt gespeisten Induktions- oder Asynchrongenerators und einer Läufersteuerung oder -kontrolleinrichtung eine leistungsbezogene Verkleinerung des generatorseitigen, aktiven Wechselrichters und damit auch eine Reduktion der anfallenden Installationskosten, jedoch wird dieser geringe finanzielle Vorteil durch die erhöhten Generatorkosten wieder zunichte gemacht.
Bei einer demgemäßen Anordnung ist der Ständer des Generators direkt mit der dreiphasigen Netzleitung verbunden und der Läufer wird über einen aktiven Wechselrichter gespeist. Durch eine solche Beschaltung ist sowohl ein untersynchroner, als auch ein übersynchroner Betrieb des Generators möglich. Darüber hinaus erlaubt dieses Betriebsprinzip ein Regeln auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung (MPP) und einen Leistungsfaktor von Eins bei Netzeinspeisung. Nachteilig für die Betriebssicherheit und -Zuverlässigkeit wirken sich neben dem immer noch vorhandenen Getriebe auch die Verwendung von Schleifringen aus.
Insbesondere im Falle küstennaher Hochsee-Windkraftwerke (Offshore-Windkraft- werke) oder -Windparks sind hohe Zuverlässigkeit, geringer Wartungsbedarf und demzufolge auch geringe Instandhaltungskosten der Anlagen von entscheidender Bedeutung. Leistungsstarke Turbinen oberhalb von einem Megawatt, rechtfertigen bereits die vergleichsweise hohen finanziellen Aufwendungen für die Installation und den Aufbau. Dennoch ist es auch hier wichtig, die Installations- und Betriebskosten der eingesetzten elektrischen Systeme so niedrig wie möglich zu halten.
Da gerade im küstennahen Hochsee-Bereich mit stark fluktuierenden Windstärken oder -geschwindigkeiten zu rechnen ist, erscheinen vorgenannte Systeme mit Asynchronmaschinen mit Getriebeankopplung aufgrund der vergleichsweise hohen mechanischen Beanspruchung und dem starken Verschleiß der Getriebe, der damit verbundenen Störanfällig- und Betriebsunzuverlässigkeit sowie dem zu erwartenden Wartungsaufwand und den hohen Instandhaltungskosten für den Einsatz auf See als nicht geeignet.
Bei einer Ankopplung des Generators über Umrichter an das Netz führt insbesondere im Bereich der angegebenen hohen Leistungen von über einem Megawatt der Einsatz dem Generator nachgeschalteter aktiver leistungselektronischer Umrichter zu einer Herabsetzung der Betriebszuverlässigkeit und zu einer Kostenerhöhung. Desweiteren wird durch auftretende Verluste in den aktiven Leistungshalbleitern des aktiven Umrichters dessen Wirkungsgrad verringert, was die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerksanlage herabsetzt.
Windturbinen werden im wesentlichen durch ihre Leistungs-Geschwindigkeits-Kennlinie charakterisiert, das heißt die umgewandelte Leistung wird im Verhältnis zu oder in Abhängigkeit von der Drehgeschwindigkeit der Windturbine bzw. ihrer Welle betrachtet. Der durch eine Windturbine umgesetzte Leistungswert Pτ hängt einerseits von den Dimensionen der entsprechenden Anlage, aber auch der Geometrie der Rotorblätter, der Luftdichte und der jeweilig zur Verfügung stehenden Windgeschwindigkeit ab. Für eine horizontal gelagerte Windturbine ergibt sich ihre Leistung gemäß folgender Relation
Pτ = 0,5 - Cp -p - A -vr Gleichung I,
wobei p die Luftdichte, A die vom Wind durchströmte Fläche bzw. die von den Rotorblättern überstrichene Fläche und v die Windgeschwindigkeit bezeichnen.
Der Leistungsbeiwert Cp ist abhängig von der Geometrie der Rotorblätter sowie von der Schnellaufzahl λ, die als das Verhältnis der Geschwindigkeit der Rotorblattspitze vR zur Windgeschwindigkeit v definiert ist.
λ = y JL = ω_R Gleichung II,
hierbei ist <z> die Winkel- oder Drehgeschwindigkeit der Windturbine bzw. der Turbinenwelle und R der Radius der Turbine, gemessen vom Mittelpunkt der Drehachse bis zur Rotorblattspitze.
Der Leistungsbeiwert Cp erreicht sein Maximum stets nur für eine bestimmte Schnellaufzahl λ und damit ein bestimmtes Verhältnis von Spitzengeschwindigkeit vR zu Windgeschwindigkeit v ■ Dies bedeutet aber, daß für jede Windgeschwindigkeit ι w eine i- deale Rotordrehgeschwindigkeit oder -drehzahl existiert, die es erlaubt die Anlage im Grenzbereich maximaler Leistungsumwandlung zu betreiben.
Ausschlaggebend für die Entwicklung und Implementierung einer variablen Geschwindigkeitsregelung für eine Windkraftanlage ist demgemäß der Wunsch, in Abhängigkeit der vorherrschenden Windgeschwindigkeit jene optimierte Rotordrehgeschwindigkeit zu ermitteln und einzustellen, so daß stets der maximale Leistungsbeiwert Cp und damit die maximale Leistungsumwandlung der Windkraftanlage erreicht und gehalten bzw. gewährleistet werden kann.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, bei variierenden Windgeschwindigkeiten eine stets maximierte Leistungsumwandlung einer getriebelosen Windkraft- bzw. -energie- anlage, insbesondere einer küstennahen Hochsee-Windkraft- bzw. Windenergieanlage (Offshore-Windenergieanlage), zu ermöglichen und zu gewährleisten.
Diese Aufgabe wird durch eine Vorrichtung und ein Verfahren zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen Regelung einer oder mehrerer, über einen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis zu einem Verbund gekoppelter, separat regel- und steuerbarer getriebeloser Windkraftanlagen, insbesondere küstennahe Hochsee-Windkraftanla- gen, mit je einem mehrere zehn Meter hohen Mast auf dessen Spitze eine Gondel mit Windturbine und Generatoreinheit ruht, sowie wenigstens einer Umrichtereinheit zur Netzeinspeisung, einer aktiven leistungselektronischen Stelleinheit bzw. einem Feldsteller zur Drehmoment- und damit Drehzahlregelung sowie einer entsprechenden, vorzugsweise modular aufgebauten Regelvorrichtung gelöst.
Um bei variierenden Windgeschwindigkeiten den Punkt maximaler Leistungsumwandlung einer getriebelosen Windkraftanlage, insbesondere einer küstennahen Hochsee- Windkraftanlage, zu erreichen und zu halten wird mittels der vorzugsweise aus mehreren Regelmodulen aufgebauten Regelvorrichtung erfindungsgemäß die Drehzahl des Rotors leistungselektronisch, in Abhängigkeit der vorherrschenden Windgeschwindigkeit variiert, so daß stets eine maximierte Leistungsumwandlung der Anlage erreicht wird. Die erfindungsgemäße Vorrichtung weist hierbei eine oder mehrere, insbesondere im küstennahen Hochsee-Bereich (Offshore) befindliche, getriebelose Windkraftanlagen, -energieanlagen oder Windenergiewandlersysteme (WECS) mit einem mehrere zehn Meter hohen Mast und einer Windturbine mit Generatoreinheit auf. Die Windenergieanlagen bzw. ihre Generatoreinheiten sind gleichspannungsseitig über einen gemeinsamen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis elektrisch parallel geschaltet und mittelbar miteinander verbunden bzw. gekoppelt.
Bei einer modular aufgebauten Regelvorrichtung ist jeder Generatoreinheit jeweils ein Regelmodul der Regelvorrichtung zugeordnet, das sich zur Verringerung der Leitungswege und damit der Schalt- bzw. Regelstrecke sowie der Regelzeiten vorzugsweise in unmittelbarer Nähe der Generatoreinheit befindet oder in diese integriert ist, gegebenenfalls jedoch, bei beispielsweise nicht-modularem Aufbau der Regelvorrichtung, auch separat von der eigentlichen Windkraftanlage in einer an Land befindlichen Schaltstation untergebracht sein kann.
Die Regelvorrichtung weist wenigstens drei unterschiedlich konfigurierte Regelmodulgruppen bzw. funktionale Regelbaugruppen auf, diese sind,
Regelmodule der Generatoreinheiten, - Regelmodule der netzseitigen aktiven Wechselrichtereinheiten, ein übergeordnetes Regelmodul, das als Schnittstelle zwischen den Regelmodulen der Generatoreinheiten und der aktiven Wechselrichtereinheiten fungiert und gesonderte, systemübergreifende Aufgaben, wie beispielsweise bei etwaig auftretenden Störungen oder Fehlverhalten das Auslösen oder Betätigen schaltungstechnisch integrierter Schutzvorrichtungen sowie gegebenenfalls das Erfassen der bei den jeweiligen Windenergieanlagen lokal vorherrschenden Windgeschwindigkeiten und das Ermitteln einer über den gesamten Windpark gemittelten Windgeschwindigkeit, wahrnimmt.
Alle Regelmodule sind vorzugsweise in Form digitaler Schaltungskomplexe mit jeweils mindestens einem digitalen Signalprozessor verwirklicht, können jedoch auch festverdrahtet mittels entsprechender analoger Regelelemente, wie beispielsweise Pl-Reglern, PT-Reglern, Zweipunktreglern, Tiefpässen, Subtrahierer, Multiplizierer, Komparatoren und Verstärkern realisiert werden. Jede Generatoreinheit einer Windenergieanlage besitzt je einen Synchrongenerator, und einen mit ihm elektrisch in Reihe geschalteten Diodengleichrichter sowie einen aktiven, leistungselektronischen Stromsteller zur Bereitstellung der Felderregungsleistung (Feldsteller) und ein Regelmodul zur Regelung und Steuerung der Generatoreinheit und ihrer leistungselektronischen Baugruppen. Hierzu gehören insbesondere auch das Erfassen und Weiterverarbeiten relevanter Systeminformationen, wie beispielsweise der Maschinenströme, der Klemmenspannungen und der Drehzahl des Generators, sowie die Kommunikation und der Daten- bzw. Informationsaustausch mit dem übergeordneten Regelmodul der Regelvorrichtung.
Der Synchrongenerator ist hierbei direkt, das heißt ohne vermittelndes Getriebe mit der Windturbine der Windenergieanlage bzw. ihrer Turbinenwelle verbunden. Die Rotationsgeschwindigkeit der Turbine liegt in aller Regel bei ca. 18 bis 25 Umdrehungen pro Minute, kann aber auch darüber hinausgehen oder darunter absinken. Aufgrund des direkten Antriebs des Generators mit Rotationsgeschwindigkeiten im vorgenannten, langsamen Drehzahlbereich, ist der Synchrongenerator vorzugsweise mit einer großen Polanzahl von mehreren zehn oder hundert Polpaaren auszuführen. Der Synchrongenerator besitzt ein magnetisches Mischerregungssystem, welches sowohl Permanentmagnete als auch elektrische Feld- bzw. Erregerwicklungen aufweist. Er kann jedoch auch mit einer rein elektrischen Felderregung ausgeführt werden. Der statische Anteil des magnetischen Feldes bzw. die magnetische Grund- oder Ausgangsfeldstärke wird durch die vorhandenen Permanentmagnete erzeugt, wohingegen die Feld- bzw. Erregerwicklungen im stromdurchflossenen Zustand eine kontrollierbar veränderliche Feldkomponente erzeugen, deren Größe erfindungsgemäß von den vorherrschenden Windverhältnissen abhängig gemacht ist. Permanentmagnete und elektrische Feldwicklungen sind in den Läufer integriert. Die für die Erregung bzw. den daraus resultierenden Feldaufbau zu erbringende Leistung wird vermittels des Feldstellers dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis entzogen und mit Hilfe von Schleifringen und/oder Transformatoren in die Erregerwicklung übertragen. Erregerwicklungen und Feldsteller sind elektrisch parallel an den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis geschaltet. Durch Variation der Stromstärke sowie der Stromrichtung in den Erregerwicklungen mittels des aus- gangsseitig mit den Erregerwicklungen und eingangsseitig mit dem Gleichspannungszwischenkreis verbundenen Feldstellers läßt sich die magnetische Grundfeldstärke des Synchrongenerators sowohl erhöhen als auch erniedrigen. Jede Generatoreinheit besitzt darüber hinaus einen vorzugsweise passiven Gleichrichter mit Diodenbrücke, mit langsamen Dioden (Netzdioden), welche die im Generator erzeugte elektrische Leistung gleichrichtet und in den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis einspeist. Der Diodengleichrichter ist mit dem Generator und dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis elektrisch in Reihe geschaltet. Die Gleichspannungsausgänge einer oder mehrerer solcher Generatoreinheiten des Windparks sind gleichspannungsseitig elektrisch parallel an den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis geschaltet.
Da die Drehzahl der Windturbine bzw. ihres Rotors nicht durch einen bestimmten Wert fest vorgegeben ist, sondern in Abhängigkeit der Windstärke variieren kann, wird sich bei gegebener Windgeschwindigkeit jene Drehgeschwindigkeit der Turbine einstellen, bei welcher eine Art Gleichgewichtszustand zwischen der erzeugten oder umgewandelten elektrischen Leistung und der mechanischen Turbinenleistung gegeben ist.
Entspricht dieser Gleichgewichtszustand hinsichtlich der erzeugten Leistung und Drehgeschwindigkeit der Turbine dem Punkt maximaler Leistungsumwandlung, so ist sichergestellt, daß der Generator der Windturbine ungeachtet der jeweiligen Windgeschwindigkeit stets die maximal mögliche Leistung entnimmt. Von Vorteil ist hier, daß eine Messung oder Bestimmung der auftretenden Windgeschwindigkeiten nicht zwingend erforderlich ist.
Soll die Windkraft- öder Windenergieanlage, auch bei stark variierenden Windgeschwindigkeiten stets im Grenzbereich maximal möglicher Leistungsumwandlung betrieben werden, so muß ein maximaler Leistungsbeiwert Cp,maχ, der einer optimierten Schnellaufzahl /lopt entspricht, eingestellt werden. Für jede gegebene Windgeschwindigkeit läßt sich die jeweils maximal erzeugbare oder umwandelbare Leistung P max der Windkraftanlage schreiben als
^,max = °>5 • P,max • P • A ' Gleichung III.
Gleichung III kann auch umgeformt werden zu Pw = 0,5 • Cp>max • p ■ A ■
Figure imgf000011_0001
Gleichung IN
Figure imgf000011_0002
wobei p die Luftdichte, A die vom Wind durchströmte Fläche bzw. die von den Rotorblättern überstrichene Fläche, v die Windgeschwindigkeit, Cp,max den maximalen Leistungsbeiwert, lopt die optimale Schnellaufzahl, ωdie Drehzahl der Windturbine, R den Radius der Windturbine und p.opteine turbinenspezifische Kenngröße bezeichnen.
Gemäß Gleichung IV wird deutlich, daß die maximal umwandelbare Leistung Pτ,max mit der dritten Potenz der Drehgeschwindigkeit «des Rotors variiert, wohingegen die anderen Parameter, bei konstanter Luftdichte p, im wesentlichen durch die spezifischen Eigenschaften und Charakteristika der Windturbine bestimmt werden.
Die Generatorströme, Klemmenspannungen und die Drehgeschwindigkeit des Synchrongenerators werden erfaßt und dem Regelmodul der Generatoreinheit zugeführt. Dieses bestimmt aus den vorgenannten Werten die Referenzleistung PG* sowie die sich aus den Generator- bzw. Maschinenströmen und Klemmenspannungen ergebende e- lektrische Leistung des Generators PG. Das sich ergebende Leistungssignal PG wird gefiltert, um beispielsweise durch Oberschwingungen in den Phasenströmen hervorgerufene Welligkeiten zu unterdrücken bzw. zu beseitigen, und als Entscheidungswert dem Eingang einer Schaltvorrichtung bzw. eines Betriebsmodenumschalters zugeführt. Liegt der Leistungswert PG außerhalb eines vorbestimmten leistungsbezogenen Hysteresebandes, so kommt es gegebenenfalls zum Umschalten zwischen zwei unterschiedlichen Regel- bzw. Betriebsmoden.
Durch einen Vergleich der elektrischen Generatorleistung PG mit dem vorbestimmten leistungsbezogenen Hysteresebereich oder -band wird entschieden in welchem Betriebs- oder Regelmodus die Windenergieanlage betrieben werden soll. Das heißt, ob die Anlage bei variablen Turbinendrehzahlen auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung geregelt wird, oder ob eine Regelung der Leistungsumwandlung bei einer festen, maximal zulässigen Drehzahl der Windturbine erfolgt. Fallspezifisch wird ein Schaltsignal generiert, welches das Umschalten in den jeweils anderen Betriebsmodus auslöst sowie ein dem jeweiligen Betriebsmodus entsprechendes Referenzleistungssignal PG* generiert.
Das Umschalten zwischen der Regelung auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung bei variablen Turbinendrehzahlen und der Regelung der Leistungsumwandlung bei konstanter Drehgeschwindigkeit der Windturbine erfolgt mit Hilfe einer Schaltvorrichtung, die innerhalb des leistungsbezogenen Hysteresebandes betrieben wird, um auf diese Weise ein Zittern oder Flackern des Signals durch ständiges Umschalten zwischen den Betriebsmodi zu verhindern. Die erzeugte elektrische Leistung des Generators PG dient hier nach Durchlaufen eines Tiefpaßfilters als Entscheidungsparameter für das Generieren eines Schaltsignals zum Umschalten zwischen den beiden Regel- oder Betriebsmoden.
Bis zum Erreichen der maximal zulässigen Drehgeschwindigkeit der Windturbine bzw. bis zum Überschreiten des durch das Hystereseband gekennzeichneten Leistungsbereiches wird die Referenzleistung PG* gemäß Gleichung IV bestimmt, so daß gilt PG* = Pr.max- Ist jedoch die maximal zulässige Drehgeschwindigkeit des Rotors bzw. ein dieser Drehzahl entsprechender, oberhalb des Hysteresebandes befindlicher Leistungsbereich erreicht, so daß eine weitere Erhöhung der Dreh- oder Rotationsgeschwindigkeit der Turbinenwelle im Hinblick auf sicherheitsrelevante Aspekte, Materialbeanspruchung oder Verschleiß als nicht ratsam erscheint, so wird die Referenzleistung PG* mittels einer in das Regelmodul der Generatoreinheit integrierten Drehzahlregel- oder Drehzahlstellvorrichtung generiert, die gleichzeitig die Drehgeschwindigkeit der Welle auf den maximal zulässigen Wert begrenzt bzw. limitiert. Gleichzeitig wird dafür gesorgt, daß dieser Drehzahlwert so lange beibehalten wird, bis die elektrische Leistung des Generators PG den durch das Hystereseband vorgegebenen Leistungsbereich unterschritten hat. Wird der durch das Hystereseband vorgegebene Leistungsbereich unterschritten, so erfolgt ein erneuter Wechsel in den Regelmodus mit variablen Turbinen- oder Generatordrehzahlen, in welchem die Referenzleistung PG * wieder gemäß Gleichung IV bestimmt wird.
Im Regelmodul der Generatoreinheit wird die Referenzleistung PG* ständig mit der e- lektrischen Leistung des Generators PG verglichen. Weicht die Referenzleistung PG* vom Wert der elektrischen Leistung des Generators PG ab, so wird mit der sich ergebenden Differenzleistung ein Proportional-Integral-Regler betrieben, der einen Referenzstrom /E*zum Ansteuern des Feldstellers der Generatoreinheit und damit zum Steuern oder Regeln des variablen Erregerfeldes der Synchronmaschine liefert. Das variable Erregerfeld des Generators wird über den beispielsweise als Tiefsetzsteller ausgeführten Feldsteller der Generatoreinheit gespeist. Dieser ist eingangsseitig mit dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis verbunden. Das Erregerfeld und damit das Drehmoment des Generators wird hierbei derart verändert, daß die Leistungsdifferenz zwischen der Referenzleistung PG * und der elektrischen Generatorleistung G verschwindet.
Eine entsprechende Stromregelung erlaubt es, den Feld- oder Erregerstrom in Abhängigkeit des Referenzstromes /E* schnell zu variieren, wobei die Änderungsgeschwindigkeit durch die Induktivität der Erregerwicklung bzw. die Zeitkonstante des Erregerfeldes begrenzt ist. Das Erregerfeld, lediglich begrenzt durch seine Zeitkonstante, stellt sich somit unmittelbar auf seinen neuen Wert ein. Dies bewirkt eine schnelle Angleichung der elektrischen Generatorleistung PG an die Referenzleistung PG*.
Wird bei vorgenanntem Regel- und Kontrollverfahren die Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises konstant gehalten, so kann es bei geringen Windstärken zu einem lückenden Generatorstrom kommen. Dies rührt daher, daß unter vorgenannten Bedingungen die Regelung bestrebt ist, die Drehzahl der Turbine zum Erreichen eines optimalen Verhältnisses zwischen Drehzahl und Windgeschwindigkeit und damit des Punktes maximaler Leistungsumwandlung zu verringern, gleichzeitig aber die Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises auf einem konstant hohen Niveau gehalten werden soll. Demzufolge muß die Felderregung bzw. Feldstärke simultan erhöht werden, um die generatorseitige elektromotorische Kraft zu erhöhen. Ein vergleichsweise kleiner Strom ist ausreichend um die entsprechend benötigte Wirkleistung aufzubringen. Zusätzlich ist ein Stromfluß immer genau dann möglich, wenn die generatorseitige elektromotorische Kraft die Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises übersteigt, was zur Folge haben kann, daß der aus einer geringen Leistungsumwandlung resultierende Strom lückt. Optional läßt sich dies vermeiden, indem erfindungsgemäß die Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises in Abhängigkeit einer mittleren Windgeschwindigkeit des Windparks geregelt wird.
Hierzu müssen ergänzend zu vorgenanntem Regelverfahren jeweils die bei den einzelnen Kraftanlagen auftretenden Windgeschwindigkeiten gemessen und an das übergeordnete Regelmodul der modular aufgebauten Regelvorrichtung, das vorzugsweise in einer an der Küste befindlichen Schaltstation untergebracht ist, übermittelt und dort weiterverarbeitet werden. Das Regelmodul bestimmt daraufhin aus den bereitgestellten Daten eine über den gesamten Windpark gemittelte mittlere Windgeschwindigkeit. Anschließend wird das sich hieraus ergebende mittlere Windsignal vermittels eines Tiefpassfilters geglättet und den Regelmodulen der netzseitigen aktiven Wechselrichtereinheiten zugeführt. Die in den Regelmodulen erzeugte Referenzspannung /Jdc*für den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis bzw. die netzseitig befindlichen aktiven Wechselrichter, ergibt sich hierbei als lineare Funktion des gefilterten mittleren Windsignals. Zur Gewährleistung einer betriebssicheren Arbeitsweise der eingesetzten Halbleiterbauelemente wird der Spannungswert des Gleichspannungszwischenkreises auf minimal 80% und maximal 120 bis 140% seines ursprünglichen Wertes begrenzt. Dieses Prinzip läßt sich auch bei höheren Spannungswerten anwenden.
Die erzeugte oder umgewandelte elektrische Leistung des jeweiligen Generators wird mittels eines Diodengleichrichters gleichgerichtet und von der küstennahen Hochsee- Windkraftanlage oder dem -Windpark über ein auf Mittelspannungs- oder Hochspannungsniveau liegendes Unterwassergleichstromkabel an eine an Land oder der Küste befindliche Schalt- oder Zwischenstation übertragen. Das Unterwassergleichstromkabel ist hierbei Teil des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises.
In der Schalt- oder Zwischenstation befindet sich eine Schnittstelle zur Leistungseinkopplung in das Verbund- oder Verbrauchernetz mit mindestens einer netzseitigen aktiven Wechselrichtereinheit, mit jeweils einem Wechselrichter mit Pulsbreitenmodulation (PWM Wechselrichter ), bei dem es sich, in Abhängigkeit der am Gleichspannungszwischenkreis anliegenden Spannung und der bemessenen Leistungsgrenze der Kraftanlagen, beispielsweise um einen mit Thyristoren, insbesondere IGCT's (Integrated Gate Commutated Thyristors), GTO's (Gate Tu rn-Off Thyristors), ETO's, MCT's (Metal Oxi- de Semiconductor Controlled Thyristors), MTO's (Metal Oxide Semiconductor Turn-Off Thyristors) oder einen mit Transistoren, insbesondere IGBT's (Insulated Gate Bipolar Transistors), bestückten Zwei- oder Mehrpunktwechselrichter handelt. Auch ein mit SiC- Halbleiterschaltern bestückter Wechselrichter ist möglich und einsetzbar. Zudem weist die Schaltstation pro vorhandener aktiver Wechselrichtereinheit noch jeweils ein zugehöriges Regelmodul sowie das übergeordnete Regelmodul der modular aufgebauten Regelvorrichtung auf.
Entgegen bekannten Anordnungen auf der Grundlage von Synchrongeneratoren und Thyristor/GTO-Konvertern mit direkter Stromanbindung ist hier insbesondere das nicht Vorhandensein der dort erforderlichen großen Glättungsdrosseln von Vorteil. Auch der Einsatz eines Diodengleichrichters zum Gleichrichten der vom jeweiligen Generator erzeugten elektrischen Leistung ist aufgrund der geringen Kosten, der hohen Zuverlässigkeit, den geringen zu erbringenden Erregerleistungen und dem guten Wirkungsgrad passiver Gleichrichter gegenüber bekannten Anordnungen von Vorteil.
Die erzeugte Leistung wird bei einem Leistungsfaktor von Eins oder einem anderen vorbestimmten Wert mit sinusförmigem Netzstrom wieder in das Verbund- bzw. Verbrauchernetz eingespeist. Die netzseitig befindlichen Wechselrichtereinheiten sind mit dem Verbund- oder Verbrauchernetz zur Spannungsanpassung über einen oder mehrere Transformatoren verbunden, die vom Versorgungsnetz durch wenigstens einen Leistungsschutzschalter trennbar sind.
Bei Auftreten eines Kurzschlußfehlers in einer oder mehreren der netzseitig befindlichen Wechselrichtereinheiten können diese durch Öffnen entsprechender Schutzschalter von den Generatoreinheiten isoliert werden. Da in einem solchen Fall gegebenenfalls eingesetzte Zwischenkreiskondensatoren Gefahr laufen würden, durch die erzeugte Energie überladen zu werden, ist ein DC-Zerhacker bzw. DC-Chopper parallel in den Gleichspannungszwischenkreis geschaltet, um die erzeugte Energie abzuführen, bevor die erzeugenden Einheiten bzw. die Generatoreinheiten abgeschaltet werden können.
Vorteilhaft verhindert bei fehlerhaftem Verhalten oder Versagen des generatorseitig befindlichen Diodengleichrichters eine Sperrdiode das Einspeisen der erzeugten Leistung aus parallelen Einheiten auf die fehlerhafte Diodenbrücke. Die Integration weiterer Schutzmaßnahmen in den Basisaufbau ist möglich und kann bei Bedarf vorgenommen werden.
Die weitere Erläuterung und Darlegung der Erfindung erfolgt anhand von einigen Figuren und Ausführungsbeispielen.
Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind den Figurenbeschreibungen und den abhängigen Ansprüchen zu entnehmen.
Es zeigen:
Fig. 1 Schematisch dargelegter leistungselektronischer Aufbau eines erfindungsgemäßen küstennahen Hochsee-Windparks
Fig. 2 Prinzipaufbau der modular aufgebauten Regel- und Kontrollvorrichtung
Fig. 3a Regelkreis bei konstant gehaltener Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises
Fig. 3b Optionaler Regelkreis bei, in Abhängigkeit einer mittleren Windgeschwindigkeit, variabler Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises
Fig. 4 Verlauf des Leistungsbeiwertes Cp als Funktion der Schnellaufzahl λ
Fig. 5 Leistungs-Geschwindigs-Kennlinien für eine 1 ,5 MW Windturbine und
Windgeschwindigkeiten im Bereich zwischen 5 und 15 m/s
Fig. 6a Der Simulation des Regelverfahren zugrunde gelegte Windgeschwindigkeit als Funktion der Zeit
Fig. 6b Sich aus der Simulation des Regelverfahren ergebende Drehzahl der
Windturbine als Funktion der Zeit
Fig. 6c Sich aus der Simulation des Regelverfahren ergebende Erregung des Generators als Funktion der Zeit
Fig. 6d Sich aus der Simulation des Regelverfahren ergebende umgewandelte elektrische Leistung des Generators als Funktion der Zeit
In Fig. 1 ist der leistungselektronische Aufbau eines erfindungsgemäßen küstennahen Hochsee Windparks schematisch dargelegt. Demgemäß weist ein solcher Windpark eine oder mehrere Windkraft- oder Windenergieanlagen mit jeweils einer Windturbine mit Generatoreinheit 1 , einen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis 2 mit DC- Chopper 3, mindestens eine nicht generatorseitig befindliche aktive Wechselrichtereinheit 4 sowie mindestens einen Transformator 5 zur Netzeinkopplung der erzeugten e- lektrischen Leistung auf.
Die Generatoreinheit 1 jeder Windenergieanlage besitzt im hier gezeigten Beispiel je einen Dreiphasensynchrongenerator 6 sowie einen mit ihm in Reihe geschalteten Diodengleichrichter 7. Der Dreiphasensynchrongenerator 6 mit einer vorzugsweise großen Polanzahl ist direkt mit der Windturbine der Windenergieanlage bzw. ihrer Turbinenwelle verbunden. Der Dreiphasenynchrongenerator 6 besitzt ein magnetisches Mischerregungssystem, welches sowohl im Läufer 9 integrierte Permanentmagnete als auch e- lektrische Feld- bzw. Erregerwicklungen aufweist. Er kann aber auch ausschließlich e- lektrisch erregt werden. Die für die Erregung bzw. den daraus resultierenden Feldaufbau zu erbringende Leistung wird dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis 2 kontrolliert mittels eines Feldstellers 8 entzogen und mit Hilfe von Schleifringen und/oder Transformatoren auf den Läufer 9 bzw. sein Erregerfeld übertragen. Jede Generatoreinheit 1 besitzt darüber hinaus einen passiven Diodengleichrichter 7 mit Drei- phasendiodenbrücke, welche die im Ständer 10 des Dreiphasensynchrongenerators 6 erzeugte elektrische Leistung gleichrichtet und in den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis 2 einleitet. Die Dreiphasendiodenbrücke ist zwischen Ständer 10 und Gleichspannungszwischenkreis 2 geschaltet. Die Gleichspannungsausgänge einer oder mehrerer solcher Generatoreinheiten 1 des Windparks sind parallel zueinander in den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis 2 geschaltet. Die auf See in den kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis 2, der anteilig als Unterwassergleichstromkabel 11 ausgeführt ist, eingekoppelte elektrische Leistung wird zu einer an Land bzw. der Küste befindlichen Schalt- oder Zwischenstation 12 mit mindestens einer Schnittstelle zur Leistungseinkopplung in das Verbund- oder Verbrauchernetz geleitet. Die Schaltstation 12 beinhaltet mindestens eine netzseitige aktive Wechselrichtereinheit 4, mit jeweils einem Dreiphasenwechselrichter 13 mit Pulsbreitenmodulation (PWM Wechselrichter), bei dem es sich, in Abhängigkeit der bemessenen Spannung des Gleichspannungszwischenkreises 2 und der bemessenen Leistungsgrenze der Kraftanlagen, um einen mit Thyristoren, Transistoren oder SiC-Halbleiterschaltern bestückten Zwei- oder Mehrpunktwechselrichter handelt. Möglich ist hier auch eine Parallelschaltung mehrerer Wechselrichter, wobei die Einspeisung auch über phasenverschobene Drehstromsysteme erfolgen kann. Solche phasenverschqbenen Drehstromsysteme können beispielsweise durch verschiedene Transformatorschaltgruppen realisiert werden. Die erzeugte Leistung wird bei einem Leistungsfaktor von Eins oder einem anderen vorbestimmten Wert mit sinusförmigem Netzstrom wieder in das Verbund- bzw. Verbrauchernetz eingespeist. Die nicht generatorseitig befindlichen aktiven Wechselrichtereinheiten 4 sind mit dem Verbund- oder Verbrauchernetz über einen oder mehrere Transformatoren 5 verbunden, die vom Versorgungsnetz wiederum durch mindestens einen Leistungsschutzschalter 14 separiert sind. Bei Auftreten eines Kurzschlußfehlers in einer oder mehreren der netzseitig befindlichen Wechselrichtereinheiten 5 können diese durch Öffnen der entsprechenden Schutzschalter 15 von den Generatoreinheiten 1 isoliert werden. Da in einem solchen Fall, eingesetzte Zwischenkreiskondensatoren Gefahr laufen würden durch die erzeugte Energie überladen zu werden, ist ein DC-Chopper 3 parallel in den Gleichspannungszwischenkreis 2 geschaltet, um die erzeugte Energie abzuführen bevor die erzeugenden Einheiten bzw. die Generatoreinheiten 1 abgeschaltet werden können. Vorteilhaft verhindert darüber hinaus, bei fehlerhaftem Verhalten oder Versagen des generatorseitig befindlichen Diodengleichrichters 7, eine Sperrdiode 16 das Einspeisen erzeugter Leistung aus parallelen Einheiten auf die fehlerhafte Diodenbrücke, beispielsweise im Falle eines Kurzschlusses.
Die Überwachung und Regelung sowohl des gesamten küstennahen Hochsee- Windparks als auch der einzelnen Kraftanlagen sowie deren leistungselektronischer Gerätekomponenten oder Bauelemente erfolgt mittels der in Fig. 2 gezeigten modular aufgebauten Regel- und Kontrollvorrichtung 20. Die Regelvorrichtung 20 enthält hierbei Regelmodule 21 zur Regelung und Überwachung der Generatoreinheiten 1 , wobei jeder Generatoreinheit 1 ein separates Regelmodul 21 zugeordnet ist, Regelmodule 22 zur Regelung und Überwachung der nicht generatorseitig befindlichen aktiven Wechselrichter 13, wobei auch hier jedem netzseitigen Wechselrichter 13 ein separates Regelmodul 22 zugeordnet ist, sowie ein übergeordnetes Regelmodul 23, das die anderen Regelmodule 21 und 22 überwacht, mit diesen kommuniziert und übergreifende Funktionen, wie beispielsweise bei auftretenden Störungen das Betätigen bzw. Aktivieren von Schutzschaltern 15 und/oder DC-Chopper 3 wahrnimmt. Das Regelmodul 21 einer Generatoreinheit erfaßt als Eingangsgrößen beispielsweise die Klemmenspannungen, die Maschinenströme sowie die Drehzahl ω des Generators und erzeugt daraus erfindungsgemäß einen für den Feldsteller 8 der jeweiligen Generatoreinheit bestimmten Referenzstrom k* zur Anpassung des Erregerstromes und damit des Drehmomentes und der Drehzahl « des Generators und in Folge dessen eine Regelung bzw. Optimierung der Leistungsumwandlung der Windkraftanlage.
Das Regelmodul 22 der jeweiligen aktiven netzseitigen Wechselrichtereinheit 4 erhält als Eingangssignale die Spannung UdC des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises 2, die Netzspannung, den Netzstrom sowie optional vom übergeordneten Regelmodul eine Referenzspannung l/dc* zur Anpassung oder Änderung der Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises 2.
In Fig. 3a ist eine schematische Darstellung des erfindungsgemäßen Regelkreises zur Erreichung einer maximierten Leistungsumwandlung einer Kraftanlage gezeigt. Die Maschinenströme und Klemmenspannungen des Generators sowie seine momentane Drehzahl ω werden erfaßt und die elektrische Leistung des Generators PG in einer funktionalen Einheit 30 des der Generatoreinheit 1 zugehörigen Regelmoduls 21 ermittelt. Das resultierende Leistungssignal wird über einen Tiefpaß 31 gefiltert und mittels eines Zweipunktreglers mit Hysterese 32 mit einem durch den Regler festgelegten leistungsbezogenen Hystereseband bzw. -bereich, der durch einen oberen und einen unteren Grenz- oder Schwellenwert definiert wird, verglichen. Liegt der Leistungswert PG außerhalb des gegebenen Hysteresebandes, so generiert der Zweipunktregler 32 gegebenenfalls ein Schaltsignal das eine Schaltvorrichtung oder einen Schalter 33 zum Umschalten zwischen den beiden möglichen Regelmodi, nämlich einer Regelung auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung mit variablen Rotordrehzahlen und einer Regelung der Leistungsumwandlung der Windenergieanlage bei fester, maximal zulässiger Rotordrehzahl, bewegt.
Hierbei sind insgesamt vier mögliche Fälle zu unterscheiden:
1. Arbeitet die Regelung momentan bei variablen Rotordrehzahlen ω und liegt die ermittelte elektrische Generatorleistung PG innerhalb oder unterhalb des durch den Zweipunktregler 32 vorgegebenen leistungsbezogenen Hysteresebandes, so gene- riert der Regler 32 ein Schaltsignal, das den Schalter 33 dazu veranlaßt, die mittels eines nichtlinearen Regelgliedes 34 gemäß Gleichung IV, in Abhängigkeit der Drehzahl « bestimmte Referenzleistung PG* für die weitere Betrachtung heranzuziehen, wobei gilt PG* = Pj, max- Es erfolgt kein Umschalten in den anderen Regelmodus, variable Drehzahlen ω der Windturbine sind zugelassen.
Arbeitet die Regelung momentan bei variablen Rotordrehzahlen ω u ύ liegt die ermittelte elektrische Generatorleistung PG oberhalb des durch den Zweipunktregler 32 vorgegebenen leistungsbezogenen Hysteresebandes, so generiert der Regler 32 ein Schaltsignal, das den Schalter 33 dazu veranlaßt eine Referenzleistung PG * für die weitere Betrachtung heranzuziehen, die der mittels eines Vergleichers 35 gebildeten Differenz zwischen der momentanen Drehzahl ω und der maximal zulässigen Drehzahl ω* proportional ist und mittels eines Pl-Regelgliedes 36 generiert wird. Hierbei gilt PG *=Pω,ω*. Es gilt Umschalten auf eine Regelung der Leistungsumwandlung mit der maximal zulässigen Drehzahl ω* der Windturbine. Arbeitet die Regelung momentan mit der festen Rotordrehzahl af und liegt die errechnete elektrische Generatorleistung PG innerhalb oder oberhalb des durch den Zweipunktregler 32 vorgegebenen leistungsbezogenen Hysteresebandes, so wird der bestehende Regelmodus beibehalten und mittels des Pl-Regelgliedes 36 eine Referenzleistung PG * generiert, die der im Vergleicher 35 gebildeten Differenz zwischen der momentanen Drehzahl ω und der maximal zulässigen Drehzahl ω* proportional ist. Hierbei gilt PG *=Pω,ω*. Diese Referenzleistung PG* wird für das weitere Regelverfahren herangezogen. Die Regelung mit konstanter Drehzahl ω* wird beibehalten und es erfolgt kein Umschalten in den anderen Betriebsmodus. Arbeitet die Regelung momentan bei fester Rotordrehzahl ω* und liegt die ermittelte Generatorleistung PG unterhalb des durch den Zweipunktregler 32 vorgegebenen leistungsbezogenen Hysteresebandes, so generiert der Zweipunktregler 32 ein Schaltsignal, das den Schalter 33 dazu veranlaßt die mittels eines nichtlinearen Regelgliedes 34 gemäß Gleichung IV, in Abhängigkeit der Drehzahl ω bestimmte Referenzleistung PG* für das weitere Verfahren heranzuziehen, wobei gilt PG* = Pτ,max- Variable Drehzahlen ω der Windturbine sind zugelassen und es erfolgt ein Umschalten in den anderen Regelmodus, d.h. ein Regeln auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung bei variablen Drehzahlen. Die mittels des Schalters 33 selektierte Referenzleistung PG* wird zunächst in einem Vergleicher 37 mit der elektrischen Generatorleistung PG verglichen und dann mittels eines Pl-Regelgliedes 38 ein der Leistungsdifferenz proportionaler Referenzstrom k* erzeugt, der daraufhin zur Anpassung des Erregerstroms dem Feldsteller 8 der jeweiligen Generatoreinheit zugeführt wird.
Gesteuert durch den Referenzstrom /E* erfolgt mittels des Feldstellers 8 eine Anpassung und Regelung des Erregerstroms und damit des Generatordrehmoments derart, daß die Leistungsdifferenz zwischen Referenzleistung PG *und Generatorleistung PG verschwindet, wodurch eine Regelung und Begrenzung der Drehzahl und somit eine Regelung und Optimierung der Leistungsumwandlung der Windkraftanlage ohne Messung und Kenntnis der vorherrschenden Windgeschwindigkeiten ermöglicht wird.
Indem jeder Generatoreinheit 1 ein eigenes Regelmodul 21 zugehört, ist eine separate, individuelle Regelung auch mehrerer in einem Verbund, beispielsweise in einem Windpark und insbesondere in einem küstennahen Hochsee-Windpark zusammengeschlossener Windkraftanlagen gewährleistet. Dies ist insbesondere dann von Vorteil, wenn innerhalb des Windparks standortbedingte Windstärkeunterschiede zu verzeichnen sind, die dann individuell von den jeweiligen Windenergieanlagen ausgeregelt und kompensiert werden können.
Zudem ist durch die leistungselektronische Regelung der Leistungsumwandlung mittels Anpassung des Generatordrehmomentes gegenüber einer Drehmomentänderung der Windturbine mittels Winkelverstellung der Rotorblätter ein vergleichsweise schneller oder kurzer Regeizyklus möglich. Ein Sachverhalt, der durch die lokale Nähe zwischen ausführendem Regelmodul 21 und Generatoreinheit 1 noch gefördert bzw. unterstützt wird.
Da bei vorgenanntem Regel- und Kontrollverfahren die Spannung des Gleichspannungszwischenkreises 2 konstant gehalten wird, kann es bei geringen Windstärken zu einer lückenden Stromwellenform kommen. Optional kann Solches vermieden werden, in dem der Spannungswert des Gleichspannungszwischenkreises 2 in Abhängigkeit einer über den gesamten Windpark gemittelten Windgeschwindigkeit, gemäß Fig. 3b, angepaßt wird. Wie in Fig. 3b gezeigt, ist hierfür zusätzlich zu dem aus Fig. 3a bekannten Regelverfahren eine Erfassung der jeweils bei den einzelnen Kraftanlagen auftretenden Windgeschwindigkeiten Vι...vn erforderlich. Die ermittelten Windgeschwindigkeiten vι...vn werden dem übergeordneten Regelmodul 23 zugeführt und mittels eines Regelgliedes 39 eine über den gesamten Windpark gemittelte Windgeschwindigkeit ermittelt. Das resultierende Signal der mittleren Windgeschwindigkeit wird vermittels eines Tiefpassfilters 39 geglättet und den Regelmodulen 22 der aktiven Wechselrichtereinheiten 4 zugeführt. Die Referenzspannung (Λic* des Gleichspannungszwischenkreises 2 für die netzseitig befindlichen Wechselrichter 13 wird als lineare Funktion des gefilterten Signals durch ein entsprechendes Regelglied 40 bestimmt und dem entsprechenden Wechselrichter 13 zugeführt, wodurch eine von der Windgeschwindigkeit und damit der Leistungsumwandlung abhängige Anpassung der Spannung /Jdc des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises 2 erreicht wird.
Die in den Figuren 3a und 3b gezeigten Regel- und Stellglieder sind vorzugsweise im Rahmen digitaler Signalprozessoren zu realisieren, können jedoch auch durch Festverdrahtung entsprechender analoger Regelvorrichtungen oder Regelglieder verwirklicht werden.
In Fig. 4 ist repräsentativ für eine Turbine der Kurvenverlauf des Leistungsbeiwertes Cp als Funktion der Schnellaufzahl λ gezeigt. Mit Hilfe der dargelegten Kurve läßt sich unter Verwendung von Gleichung I und Gleichung II die charakteristische Leistungs- Geschwindigkeits-Kennlinie bestimmen.
Eine solche, für Windturbinen typische Kennlinie ist in Fig. 5 für eine Windturbine mit einer Leistung von 1 ,5 MW und Windgeschwindigkeiten im Bereich zwischen 5 m/s und 15 m/s aufgezeigt. Deutlich ist hier eine Verschiebung der Drehgeschwindigkeit oder Drehzahl der Turbine mit zunehmender Windgeschwindigkeit in Richtung zunehmender Werte im Punkt maximaler Leistungsumwandlung zu beobachten. Die dick durchgezogene Linie 50 beschreibt die maximierte Leistungsumwandlung, wobei Punkt A den Umschaltpunkt einer Regelung bei variablen Drehzahlen zu einer Regelung bei einer festen, maximal zulässigen Drehzahl markiert. Leistungswerte zwischen den Punkten A und B werden bei konstanter Drehzahl durch Variation des Generatordrehmomentes erreicht. Für den Fachmann offensichtlich, erlaubt eine vergleichsweise hohe Windstärke bzw. Windgeschwindigkeit bei entsprechend großen Wellendrehzahlen der Turbine auch eine demgemäß hohe Ausgangsleistung der Windkraftanlage.
Die in den Figuren 6a, 6b, 6c und 6d wiedergegebenen Kurven resultieren aus einer Simulation des dargelegten Regelverfahrens bei konstant gehaltener Spannung Udc des Gleichspannungszwischenkreises 2, wobei der Simulation die folgenden Maschinendaten zugrunde gelegt wurden.
Spezifische Daten des Synchrongenerators 6:
bemessene Leistung 1 ,5 MW bemessene Klemmenspannung 3,3 kV, dreiphasig
Polanzahl 200 bemessene Drehgeschwindigkeit der Welle 18 U/min bemessener Phasenstrom 262.4 A antriebsseitige Elektromotorische Kraft 165.5 Vmin/U (pro Phase)
Induktivität des Synchrongenerators 46 mH (angenommen xs= 1 ,2 p.u.)
Spezifische Daten der Windturbine:
bemessene Leistung 1 ,5 Mw bemessene Drehgeschwindigkeit der Welle 18 U/min
Radius des Rotors 33 m vom Wind durchströmte Fläche 3421 m2
Drehmoment 1062937 kgm
Cp-λ- Kennlinie wie in Fig. 4
Vergleicht man die in Fig. 6a aufgetragene zeitlich variierende Windgeschwindigkeit mit der in Fig. 6b als Funktion der Zeit erfaßten Drehgeschwindigkeit der Turbinenwelle, so läßt sich beobachten, daß die Wellengeschwindigkeit oder Drehzahl der Windturbine näherungsweise mit der Windgeschwindigkeit variiert, wodurch gezeigt ist, daß das erfindungsgemäße Regelverfahren erwartungsgemäß auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung der Turbine regelt. In Fig. 6c ist der zeitliche Verlauf der Erregung des Generators 6, bei konstant gehaltener Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises 2, in Vmin/U aufgetragen. Er entspricht weitgehend dem in Fig. 6d dargelegten zeitlichen Verlauf der erzeugten oder umgewandelten Leistung.
Eine Drehzahlregelung bzw. eine Limitierung oder Festsetzung der Drehzahl auf den maximal zulässigen Wert greift genau dann, wenn die erzeugte bzw. umgewandelte Leistung die obere vorbestimmte Leistungsschwelle von 800 kW überschreitet und schaltet wieder ab bzw. aus, wenn die Leistung die vorbestimmte untere Leistungsschwelle von 650 kW unterschreitet. Dieses Verhalten, das dem durch Fig. 3a sowie der zugehörigen Beschreibung wiedergegebenen Regelschema entspricht, läßt sich anhand von Fig. 6b, 6c und 6d nachvollziehen. Die turbinenspezifische maximal zulässige Drehgeschwindigkeit of liegt hier bei ca. 18 U/min. Trotz sich ändernder Windgeschwindigkeiten wird, wie in Fig. 6b gezeigt, nach ca. 220 Sekunden die Drehzahl der Windturbine durch vorgenanntes Regelverfahren nahezu konstant auf dem maximal zulässigen Wert gehalten. Gleichzeitig läßt sich, wie in Fig. 6c und Fig.6d gezeigt, jedoch beobachten, daß sowohl die Erregung, als auch die umgewandelte Leistung der sich ändernden Windgeschwindigkeit weitgehend folgen. Schwankungen in der erzeugten Leistung lassen sich vermehrt im Betriebsmodi mit konstanter Drehzahl der Turbine beobachten. Ein solches Verhalten ist jedoch zu erwarten, da bei konstanter Geschwindigkeit der Windturbine keine Änderung der gespeicherten Energie erfolgt und, von geringen Verlusten abgesehen, die Generatorleistung näherungsweise der Turbinenleistung entspricht.
Die Energieausbeute für den Simulationszeitraum betrug 74 kWh, was um ca. 12% über die Ausbeute des ungeregelten System gleicher Struktur, mit konstanter Felderregung und konstanter Spannung U^ am Gleichspannungszwischenkreis 2 hinausreicht. Über einen längeren Zeitraum betrachtet läßt sich die Energieausbeute wahrscheinlich noch erhöhen. Da der Betriebspunkt sich stets entlang der gewünschten Ortskurve der Turbinencharakteristik bewegt, ist dies die maximale Energie, die für ein gegebenes Windprofil erzeugt werden kann. An dieser Stelle sei erwähnt, daß das zuvor beschriebene Regel- bzw. Betriebsverfahren nicht auf die hier zugrunde gelegten technischen Daten beschränkt ist, sondern für alle Leistungsklassen und Turbinencharakteristika Gültigkeit behält.
Durchgeführte Simulationen auf Grundlage einer Regelung mit veränderlicher Spannung L/dcdes Gleichspannungszwischenkreises 2 ergaben auch für kleine oder geringe Windstärken eine kontinuierliche Stromwellenform. Wurde wie im vorigen Fall auch hier die Grunderregung konstant bei 187,5 Vmin/U gehalten, so verzeichnete demgegenüber der regelbare Anteil der Felderregung einen leichten Anstieg. Dies rührt daher, daß bei konstanter Leistungsabgabe eine Reduktion der Klemmenspannung ein Ansteigen der Felderregung nach sich zieht.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen Regelung einer oder mehrerer über einen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) zu einem Verbund gekoppelten getriebelosen Windkraftanlagen, insbesondere küstennahe Hochsee- Windkraftanlagen, mit jeweils einer Windturbine mit Generatoreinheit (1), die einen Synchrongenerator (6), Diodengleichrichter (7) und Feldsteller (8) aufweist, wobei zur Erreichung einer maximierten Leistungsumwandlung der Kraftanlage das Drehmoment des Generators (6) und damit die Drehzahl der Turbine mittels einer Regelvorrichtung (20) leistungselektronisch auf die vorherrschenden Windverhältnisse eingestellt bzw. geregelt wird und die jeweilige Kraftanlage in Abhängigkeit der lokal vorherrschenden Windverhältnisse entweder in einem Regel- bzw. Betriebsmodus mit variablen Rotorbzw. Turbinendrehzahlen ω oder in einem Regel- bzw. Betriebsmodus mit fest vorgegebener Drehzahl ω* umschaltbar betrieben wird. "
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, daß die leistungselektronische Regelung des Drehmomentes und damit auch der Drehzahl des Synchrongenerators (6) durch Regelung und Variation der Feldstärke des Erregerfeldes des Synchrongenerators (6) erfolgt.
3. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Erregerfeld des Synchrongenerators (6) mittels eines Mischerregungssystems aus Permanentmagneten und stromdurchflossenen Feld- bzw. Erregerwicklungen oder mittels einer rein elektrischen Erregung erzeugt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß ein Regel- oder Betriebsmodus eingestellt ist, bei dem bei variablen Rotor- oder Turbinendrehzahlen eine Regelung auf den Punkt maximaler Leistungsumwandlung erfolgt.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß ein Regel- oder Betriebsmodus eingestellt ist, bei dem eine Regelung der Leistungsum- Wandlung durch Regelung auf eine feste, maximal zulässige Drehzahl of der Turbine erfolgt.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß im laufenden Betrieb, abhängig von der Generatorleistung PQ und damit den vorherrschenden Windverhältnissen, einem vorbestimmten leistungsbezogenen Hysteresebereich bzw. -band und dem eingestellten Regel- bzw. Betriebsmodus, zwischen den beiden Regelmodi wechselseitig umgeschaltet wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß a) aus den Klemmenspannungen und Maschinenströmen eine elektrische Generatorleistung PG ermittelt wird, b) die elektrische Generatorleistung PG mit dem vorbestimmten Leistungsbereich bzw. leistungsbezogenen Hystereseband verglichen wird, c) vergleichsabhängig zwischen dem Regel- oder Betriebsmodus mit konstanter Drehzahl of und dem Modus mit variablen Turbinendrehzahlen » ausgewählt und eine der maximierten Leistungsumwandlung entsprechende Referenzleistung PG* ermittelt wird, d) die Referenzleistung PG* mit der elektrischen Generatorleistung PQ verglichen und ein der Leistungsdifferenz proportionaler Referenzstrom /E* erzeugt wird, e) der Referenzstrom /E * zur Anpassung der Erregung des Synchrongenerators (6) dem die Erregung kontrollierenden Feldsteller (8) zugeführt wird, f) durch den zugeführten Referenzstrom /E* der Feldsteller (8) veranlaßt wird dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) zur Anpassung des Erregerfeldes kontrolliert Leistung zu entziehen und sie dem Erregerfeld des Synchrongenerators (6) zuzuführen und g) eine Drehmomentänderung des Generators (6) bewirkt wird, so daß die elektrische Generatorleistung PG der Referenzleistung PQ* entspricht, wodurch eine Regelung der Drehzahl » und somit eine Regelung und Optimierung der Leistungsumwandlung der Windkraftanlage erfolgt.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß der vorbestimmte Leistungsbereich bzw. das vorbestimmte leistungsbezogene Hystereseband durch einen unteren und einen oberen Leistungsschwellenwert definiert bzw. vorgegeben ist.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß im Regelmodus mit variablen Turbinendrehzahlen bis zum Überschreiten des oberen Leistungsschwellenwertes des vorbestimmten leistungsbezogenen Hysteresebandes durch die elektrische Generatorleistung PG die Referenzleistung PG* gemäß folgender Relation
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mit der Drehzahl der Windturbine ω, dem maximalen Leistungsbeiwert Cp,max, der wind- beströmten Fläche A, dem Radius R des Rotors, der optimalen Schnellaufzahl 0pt sowie einem, bei konstant vorausgesetzter Luftdichte p und einem für die jeweilige Windenergieanlage spezifischen Kennwert p,opt, ermittelt wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß nach Überschreiten des oberen Leistungsschwellenwertes des vorbestimmten leistungsbezogenen Hysteresebandes bis zum Unterschreiten des unteren Leistungsschwellenwertes durch die elektrische Generatorleistung PG die Drehzahl der Windturbine ω vermittels der Regelvorrichtung (20) durch Variation des Erregerfeldes und damit des Generatordrehmomentes konstant auf dem maximal zulässigen Drehzahlwert of der Windturbine gehalten, eine demgemäße Referenzleistung PG *, mit PG *=Pω,ω*, generiert und erst bei Unterschreiten des unteren Leistungsschwellenwertes ein Wechsel in den anderen Regel- bzw. Betriebsmodus mit variablen Drehzahlen ω der Windturbine durchgeführt wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß zur Vermeidung eines diskontinuierlichen Stromverlaufs des Generators (6) bei geringen Windstärken das Spannungsniveau des Gleichspannungszwischenkreises (2) in Abhängigkeit einer mittleren Windgeschwindigkeit variiert wird, wobei a) die innerhalb eines Windparks an jeder Windkraftanlage vorherrschende Windgeschwindigkeit erfaßt und an die Regelvorrichtung (20) weitergeleitet wird, b) in der Regelvorrichtung (20) aus den Einzelinformationen eine mittlere Windgeschwindigkeit ermittelt und das resultierende Signal mittels eines Tiefpaßfilters (31) geglättet wird, c) die als Referenzspannung Udc* für die jeweilige netzseitige Wechselrichtereinheit (4) dienende Spannung des Gleichspannungszwischenkreises (2) als lineare Funktion des gefilterten mittleren Windsignals variiert wird und d) die Variation der Spannung Udc des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises (2) vermittels der netzseitig befindlichen aktiven Wechselrichter (13) erfolgt.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß die Spannung U c des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises (2) konstant gehalten wird.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß die elektrische Versorgung der Feld- bzw. Erregerwicklungen des Läufers (9) über Schleifringe erfolgt.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß die elektrische Versorgung der Feld- bzw. Erregerwicklungen des Läufers (9) über einen Transformator und ohne Schleifringe erfolgt.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, daß die erzeugte elektrische Ausgangsleistung eines oder mehrerer Generatoren (6) vermittels jeweils des Diodengleichrichters (7) gleichgerichtet und zur verlustarmen Weiterleitung in den gemeinsamen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) eingeleitet wird.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, daß die zur Einspeisung in ein Verbundnetz vorgesehene elektrische Leistung dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) entzogen und mindestens einer nicht generatorseitig befindlichen aktiven Wechselrichtereinheit (4) und mindestens einem der Wechselrichtereinheit (4) nachgeschalteten Transformator (5) zugeführt wird.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, dadurch gekennzeichnet, daß die separate Steuerung, Regelung und Überwachung der jeweiligen Generatoreinheit (1) mittels jeweils eines Regelmoduls (21) der Regelvorrichtung (20) durchgeführt wird.
18. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, daß mittels des Regelmoduls (21) der Generatoreinheit (1) a) die Maschinenströme, Klemmenspannungen und Drehzahl ωdes Synchrongenerators (6) erfaßt werden, b) die elektrische Leistung PG des Generators (6) ermittelt und das resultierende Leistungssignal gefiltert werden, c) abhängig von der ermittelten elektrischen Leistung PG und dem vorbestimmten leistungsbezogenen Hystereseband die Referenzleistung PG* generiert und gegebenenfalls die Drehzahl ω der Windturbine auf den maximal zulässigen Wert
1 of geregelt werden, d) die Referenzleistung PG * mit der elektrischen Generatorleistung PG verglichen wird, e) ein der Leistungsdifferenz proportionaler Referenzstrom /E* erzeugt wird, f) der Referenzstrom /E* dem Feldsteller (8) zugeführt wird und g) mit einem übergeordneten Regelmodul (23) der Regelvorrichtung (20) kommuniziert wird.
19. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 18, dadurch gekennzeichnet daß jede nicht generatorseitig befindliche aktive Wechselrichtereinheit (4) durch ein eigenes Regelmodul (22) der Regelvorrichtung (20) im Zusammenspiel mit dem übergeordneten Regelmodul (23) der Regelvorrichtung (20) geregelt, gesteuert und überwacht wird.
20. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 19, dadurch gekennzeichnet, daß vom Regelmodul (22) jeder nicht generatorseitig befindlichen aktiven Wechsel richter- einheit (4) die Spannung des kapazitiven Gleichspannungszwischenkreises (2), die Netzspannung sowie der Netzstrom erfaßt und weiterverarbeitet werden.
21. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 20, dadurch gekennzeichnet, daß das übergeordnete Regelmodul (23) mit den Regelmodulen (21) der Generatoreinheiten (1) und der Regelmodulen (22) der aktiven Wechselrichtereinheiten (4) kommuniziert und bei Auftreten einer Störung gegebenenfalls entsprechende Schutzvorrichtungen, insbesondere Schutzschalter (15) und DC-Chopper (3) auslöst bzw. aktiviert.
22. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 21 , dadurch gekennzeichnet, daß die Windgeschwindigkeiten an den einzelnen Windkraftanlagen durch das übergeordnete Modul (23) der Regelvorrichtung (20) erfaßt und gemittelt werden sowie nach Filterung (31) ein entsprechendes Signal jeweils an das Regelmodul (22) des jeweiligen aktiven Wechselrichters (13) übermittelt wird, das daraufhin eine entsprechende Referenzspannung Ldc* generiert und an den aktiven netzseitigen Wechselrichter (13) weitergibt.
23. Vorrichtung zur drehzahlstellbaren leistungselektronischen Regelung einer oder mehrerer, über einen kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) zu einem Verbund gekoppelten getriebelosen Windkraftanlagen, insbesondere küstennahe Hochsee- Windkraftanlagen (Offshore-Windkraftanlagen), mit jeweils einer Windturbine mit Generatoreinheit (1), wobei mindestens eine modular aufgebaute Regelvorrichtung (20) zur Datenerfassung, -Verarbeitung und Steuerung der leistungselektronischen Bauelemente sowie der Generatoreinheit bzw. -einheiten (1) vorhanden ist und jede Generatoreinheit (1) einen Synchrongenerator (6), einen Diodengleichrichter (7) sowie einen Feldsteller (8) aufweist.
24. Vorrichtung nach Anspruch 23, dadurch gekennzeichnet, daß a) der Synchrongenerator (6) ein Mischerregungssystem mit Permanentmagneten und elektrisch gespeisten Feld- bzw. Erregerwicklungen oder ein ausschließlich elektrisch gespeistes Erregungssystem aufweist, b) der Diodengleichrichter (7) Wechsel- bzw. drehstromseitig mit dem Synchrongenerator (6) und gleichspannungsseitig mit dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) verbunden ist, c) der Synchrongenerator (6) direkt, ohne vermittelndes Getriebe, mit der Windturbine verbunden ist, d) der Feldsteller (8) zur Versorgung der elektrischen Feld- bzw. Erregerwicklungen eingangsseitig mit dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) und aus- gangsseitig mit den Erregerwicklungen verbunden ist und e) mindestens eine Wechselrichtereinheit (4) vorhanden ist, die gleichspannungsseitig mit dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) und Wechsel- bzw. drehstromseitig mit mindestens einem Transformator (5) verbunden ist.
25. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 oder 24, dadurch gekennzeichnet, daß der Synchrongenerator (6) Schleifringe aufweist.
26. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 25, dadurch gekennzeichnet, daß es sich bei mindestens einem Synchrongenerator (6) mit Diodengleichrichter (7) mit Diodenbrücke um einen Dreiphasensynchrongenerator mit Diodengleichrichter mit Dreiphasendiodenbrücke handelt.
27. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 26, dadurch gekennzeichnet, daß es sich bei mindestens einem Transformator (5) um einen Dreiphasentransformator handelt.
28. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 27, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Synchrongenerator (6) als lnnenpolmaschine ausgeführt ist.
29. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 28, dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Synchrongenerator (6) eine große Anzahl von Polen besitzt.
30. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 29, dadurch gekennzeichnet, daß es sich bei mindestens einem netzseitigen aktiven Wechselrichter (13) um einen mit Thyristoren, insbesondere mit IGCT's, GTO's, ETO's, MCT's oder MTO's bestückten Zwei- oder Mehrpunktwechselrichter handelt.
31. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 30, dadurch gekennzeichnet, daß es sich bei mindestens einem netzseitigen aktiven Wechselrichter (13) um einen mit Transistoren, insbesondere mit IGBT's bestückten Zwei- oder Mehrpunktwechselrichter handelt.
32. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 31 , dadurch gekennzeichnet, daß es sich bei mindestens einem netzseitigen aktiven Wechselrichter (13) um einen mit SiC-Halbleiterschaltern bestückten Wechselrichter handelt.
33. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 32, dadurch gekennzeichnet, daß zum Schutz der Diodenbrücke des Diodengleichrichters (7) eine Sperrdiode (16) zwischen Diodengleichrichter (7) und kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) geschaltet ist, deren Durchlaßrichtung vom Diodengleichrichter (7) in Richtung des Gleichspannungszwischenkreises (2) weist.
34. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 33, dadurch gekennzeichnet, daß die aktive netzseitige Wechselrichtereinheit (4) einen gleichspannungsseitig zwischen dem kapazitiven Gleichspannungszwischenkreis (2) und dem netzseitigen aktiven Wechselrichter (13) befindlichen Schutzschalter (15) aufweist.
35. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 34, dadurch gekennzeichnet, daß der kapazitive Gleichspannungszwischenkreis (2) mindestens eine zu den Generatoreinheiten (1) parallelgeschaltete Kondensatorbank als Zwischenkreiskondensator aufweist.
36. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 35, dadurch gekennzeichnet, daß der kapazitive Gleichspannungszwischenkreis (2) mindestens einen DC-Chopper (3) aufweist.
37. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 36, dadurch gekennzeichnet, daß die Regelvorrichtung (20) mindestens drei unterschiedlich konfigurierte Regelmodulgruppen bzw. -baugruppen aufweist.
38. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 37, dadurch gekennzeichnet, daß zur separaten Steuerung jede Generatoreinheit (1) jeweils ein Regelmodul (21) der mo- dular aufgebauten Regelvorrichtung (20) aufweist.
39. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 38, dadurch gekennzeichnet, daß jede nicht generatorseitig befindliche aktive Wechselrichtereinheit (4) ein separates Regelmodul (22) der Regelvorrichtung (20) aufweist, welches die netzseitigen Ströme und Spannungen sowie die am aktiven Wechselrichter (13) anliegende Spannung des Gleichspannungszwischenkreises (2) und Informationen des übergeordneten Regelmoduls (23) der Regelvorrichtung (20) aufnimmt, weiterverarbeitet und die sich ergebenden Informationen oder Referenzwerte zur Steuerung an die entsprechenden Gerätekomponenten des netzseitigen aktiven Wechselrichter (13) sowie das übergeordnete Regelmodul (23) weiterleitet.
40. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 39, dadurch gekennzeichnet, daß die Regelvorrichtung (20) mindestens ein übergeordnetes Regelmodul (23) aufweist, das mit den Regelmodulen (21) der Generatoreinheiten (1) und den Regelmodulen (22) der Wechselrichtereinheiten (4) kommuniziert sowie Informationen oder Daten externer Sensoren aufnimmt, diese weiterverarbeitet und die daraus resultierenden Anweisungen den entsprechenden Regelvorrichtungen und Gerätekomponenten zuführt.
41. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 40, dadurch gekennzeichnet, daß jedes Regelmodul (21 ,22,23) mindestens einen digitalen Signalprozessor aufweist.
42. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 41 , dadurch gekennzeichnet, daß sich die aktiven Wechselrichtereinheiten (4) mit ihren zugehörigen Regelmodulen (22), die Transformatoren (5) sowie das übergeordnete Regelmodul (23) in einer an Land oder der Küste befindlichen Schaltstation (12) befinden.
43. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 42, dadurch gekennzeichnet, daß das Regelmodul (21) der jeweiligen Generatoreinheit (1) in die jeweilige Generätorein- heit (1) integriert ist oder sich zumindest in deren unmittelbarem Nahbereich befindet.
44. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 43, dadurch gekennzeichnet, daß der kapazitive Gleichspannungszwischenkreis (2) ein mehrere hundert bis mehrere tausend Meter langes Gleichstromkabel aufweist.
45. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 23 bis 44, dadurch gekennzeichnet, daß der kapazitive Gleichspannungszwischenkreis (2) anteilig als Unterwasser- Gleichstromkabel (11) ausgeführt ist.
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