WO2010121784A1 - Drehzahlvariabel angetriebene elektrische energieerzeugungsanlage mit konstanter ausgangsfrequenz, insbesondere windkraftanlage - Google Patents

Drehzahlvariabel angetriebene elektrische energieerzeugungsanlage mit konstanter ausgangsfrequenz, insbesondere windkraftanlage Download PDF

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Definitions

  • the invention relates to an energy production plant, in particular wind turbine, with a drive shaft connected to a rotor, a generator and a differential gear with three inputs or outputs, wherein a first drive with the drive shaft, an output with a generator and a second drive with a connected to the electric differential drive, and wherein the differential drive is connected via a frequency converter to a network.
  • Wind power plants are becoming increasingly important as electricity generation plants. As a result, the percentage of electricity generated by wind is continuously increasing. This, in turn, requires new standards in terms of power quality (in particular with regard to reactive current regulation and behavior of the wind power plants in the event of voltage dips in the grid) and, on the other hand, a trend towards even larger wind turbines. At the same time, there is a trend towards offshore wind turbines, which require system sizes of at least 5 MW of installed capacity. Due to the high costs for infrastructure and maintenance of wind turbines in the offshore sector, both the efficiency and manufacturing costs of the plants, with the associated use of medium-voltage synchronous generators, gain in importance here.
  • WO2004 / 109157 A1 shows a complex, hydrostatic "multi-way" concept with several parallel differential stages and several switchable couplings, which makes it possible to switch between the individual paths With the technical solution shown, the power and thus the losses of the hydrostatics can be reduced.
  • a major disadvantage, however, is the complicated structure of the entire unit. The electrical energy fed into the network comes exclusively from the synchronous generator driven by the differential system.
  • EP 1283359 A1 shows a 1-stage and a multi-stage differential gear with electric differential drive, which drives via frequency converter mechanically connected to the grid-connected synchronous generator, electric machine.
  • the electrical energy fed into the network also comes in this example exclusively from the synchronous generator driven by the differential system.
  • WO 2006/010190 A1 shows the drive train of a wind power plant with electric differential drive with frequency converter, which is connected in parallel with the synchronous generator to the grid.
  • the object of the invention is the reduction of harmonic harmonics.
  • This object is achieved according to the invention in that the frequency converter for active filtering of harmonics of the power generation plant, in particular of the generator, can be controlled. As a result, the design of the generator does not have to take account of the reduction of the harmonics, or only to a lesser extent.
  • FIG. 5 shows the network of a wind farm with wind turbines with a differential system according to FIG. 2, FIG.
  • 7 shows the self-adjusting reactive current during a power jump of the wind turbine
  • 8 shows a possible control scheme for a combined reactive current control
  • Fig. 14 shows the electrical harmonics of a medium voltage synchronous generator with active harmonic filtering with a frequency converter.
  • the power of the rotor of a wind turbine is calculated from the formula
  • Rotor power Rotor area * Power coefficient * Wind speed 3 * Air density / 2
  • the rotor of a wind turbine is designed for an optimal power coefficient based on a fast running speed to be determined in the course of the development (usually a value between 7 and 9). For this reason, when operating the wind turbine in the partial load range, a correspondingly low speed must be set in order to ensure optimum aerodynamic efficiency.
  • Fig. 1 shows the ratios for rotor power, rotor speed, high-speed number and power coefficient for a given speed range of the rotor or an optimal speed index of 8.0 ⁇ 8.5. It can be seen from the graph that as soon as the high-speed number deviates from its optimum value of 8.0-8.5, the coefficient of performance decreases and, according to the above-mentioned formula, the rotor power is reduced according to the aerodynamic characteristic of the rotor.
  • Fig. 2 shows a possible principle of a differential system for a wind turbine consisting of a differential stage 3 or 11 to 13, a matching gear stage 4 and an electric differential drive 6.
  • the rotor 1 of the wind turbine, the on the drive shaft 9 is seated for the main transmission 2, drives the main transmission 2 at.
  • the main transmission 2 is a 3-stage transmission with two planetary stages and a spur gear.
  • Between main gear 2 and generator 8 is the differential stage 3, which is driven by the main gear 2 via planet carrier 12 of the differential stage 3.
  • the generator 8 - preferably a third-excited medium voltage synchronous generator - is connected to the ring gear 13 of the differential stage 3 and is driven by this.
  • the pinion 11 of the differential stage 3 is connected to the differential drive 6.
  • the speed of the differential drive 6 is controlled to one hand, to ensure a constant speed of the generator 8 at variable speed of the rotor 1 and on the other hand to regulate the torque in the complete drive train of the wind turbine.
  • a 2-stage differential gear is selected in the case shown, which provides an adjustment gear stage 4 in the form of a spur gear between differential stage 3 and differential drive 6.
  • Differential stage 3 and adaptation gear stage 4 thus form the 2-stage differential gear.
  • the differential drive is a three-phase machine, which is connected via frequency converter 7 and transformer 5 parallel to the generator 8 to the network 10.
  • the generator speed is constant, and the factors x and y can be derived from the selected transmission ratios of the main transmission and differential gear.
  • the torque on the rotor is determined by the upcoming wind supply and the aerodynamic efficiency of the rotor.
  • the ratio between the torque at the rotor shaft and that at the differential drive is constant, whereby the torque in the drive train can be controlled by the differential drive.
  • the torque equation for the differential drive is:
  • Torque differentialiai drive torque R otor * y / x
  • the size factor y / x is a measure of the necessary design torque of the differential drive.
  • the power of the differential drive is substantially proportional to the product of percent deviation of the rotor speed from its base speed times rotor power, the base speed being that speed of the rotor of the wind turbine where the differential drive is at rest, ie the speed is zero Has. Accordingly requires a large speed range basically a correspondingly large dimensions of the differential drive.
  • Fig. 3 can be seen by way of example the speed or power ratios for a differential stage according to the prior art.
  • the speed of the generator is constant by the connection to the frequency-stable power grid.
  • this drive is operated as a motor in the range below the basic speed and as a generator in the range above the basic speed.
  • power is fed into the differential stage in the motor area and power is taken from the differential stage in the generator area.
  • this power is preferably taken from the network or fed into it.
  • the sum of generator power and power of the differential drive gives the output for a wind turbine with electric differential drive into the network overall performance.
  • Fig. 4 shows how wind farm nets connecting a large number of wind turbines are usually constructed. For simplicity, only three wind turbines are shown here, and depending on the size of the wind farm, e.g. Up to 100 or more wind turbines can be connected in a wind farm network.
  • Several low voltage wind turbines with a rated voltage of e.g. 690VAC (usually equipped with so-called double-fed three-phase machines or three-phase machines with full converter), feed via plant transformer into a busbar with a voltage level of e.g. 2OkV on.
  • a wind park transformer is connected, which switches the wind farm medium voltage to a grid voltage of e.g.
  • Fig. 5 shows an alternative wind farm network connecting a large number of wind turbines with differential systems. For the sake of simplicity, only three wind turbines per group are shown here.
  • Several wind turbines in medium voltage version with a rated voltage of eg 1OkV equipped with so-called externally excited synchronous generators and parallel electrical Differential drives - such as in Figure 2), feed into a busbar, and (in the case of very large wind farms) from this via group transformer in a further busbar with a voltage level of, for example, 3OkV.
  • a wind park transformer is also connected here, which increases the wind farm medium voltage to a mains voltage of, for example, 11OkV.
  • a dynamic reactive current compensation system is implemented, which has the task of keeping the voltage delivered to the grid within predetermined limits.
  • the control of each individual wind turbine is provided by, e.g. their power fluctuation required reactive current component calculated for the power fluctuation-related compensation of the wind farm network, and can pass as additional reactive power demand to the reactive power control of the wind turbine.
  • a central control unit can calculate this required for the wind farm grid reactive power demand, and pass according to a defined distribution key to the individual wind turbines as a demand (reactive current setpoint). This central control unit is then preferably located near the grid feed-in point, and calculates from measured wind farm power and / or measured mains voltage required for a constant voltage reactive power demand.
  • Fig. 6 shows the typical behavior of a third-excited synchronous generator at a setpoint jump for the reactive current to be supplied.
  • the idle power requirement is changed from OA to 4OA, resulting in an immediate increase in the excitation voltage in the synchronous generator. It takes about 6 seconds for the reactive current to settle to the required level of 4OA.
  • the generator voltage changes according to the self-adjusting reactive current.
  • Fig. 7 shows a similar picture for a power jump of the wind turbine from 60% to 100% of the rated power at time 1, 0.
  • the exciter machine takes approx. 5 seconds until the reactive current levels off again approximately to the original setpoint value of OA.
  • the generator voltage also oscillates here according to the self-adjusting reactive current.
  • An essential feature of electric differential drives according to FIG. 2 in comparison to hydrostatic or hydrodynamic differential drives is the direct power flow from the differential drive 6 via frequency converter 7 into the network.
  • These frequency converters are preferably so-called IGBT converters in which the reactive power delivered into the network or the reactive power received by the network is freely adjustable.
  • IGBT converters in which the reactive power delivered into the network or the reactive power received by the network is freely adjustable.
  • highly dynamic frequency converters are used, which operate within extremely short times Large amounts of reactive current (up to eg rated current of the frequency converter, or even with reduced clock frequency of the frequency converter also beyond) feed into the network or remove the network.
  • a significant disadvantage of externally excited synchronous generators can be compensated.
  • Fig. 8 shows a control method which meets this requirement.
  • a reactive current setpoint is specified for the wind farm, which is used as a constant, or as a variable, e.g. specified by an external controller.
  • This reactive current setpoint can e.g. From a superordinated wind farm control unit corresponding to a fixed or variable distribution key, the individual wind turbines are specified as a fixed parameter or variable as a so-called “reactive current wind turbine.”
  • a value that is preferably not necessarily defined for all wind turbines is the same "the reactive current component” Reactive current for compensation wind farm grid "required for the necessary compensation of the subsequent wind farm grid can be added.
  • This "reactive current setpoint" is forwarded to the "Pl-controller reactive current setpoint generator".
  • Fig. 8 shows a PI controller, although other controller types can be used here.
  • the "Pl- Governor Reactive Current Setpoint Generator” typically operates with comparatively long time constants, ie the cycle time within which a change in the reactive current value in this case is possible, but can permanently supply large amounts of reactive current due to the large power capacity of the generator
  • the comparatively low-power frequency converter 7 (FIG. 2) supplies the reactive power lacking according to the "reactive current setpoint" within a short time, or it draws it from the network in the event of reactive current surplus.
  • the reactive current to be supplied by the frequency converter 7 is calculated by the "PI controller reactive current setpoint converter.”
  • Both control circuits preferably have a so-called “limiter” which limits the possible reactive current for the generator and the frequency converter.
  • Fig. 9 shows the effect of this control method.
  • a more accurate or at least even faster compensation of the "reactive current generator" by the frequency converter can be achieved by shortening the time for the reactive current compensation by the frequency converter so far that you due to a power / torque jump command the wind turbine control on closes the changed reactive power demand, and this in the reactive power control with the aid of a mathematical model, based on a network impedance and the power to be transmitted, pretending accordingly.
  • the frequency converter may need to be disconnected during an HVRT event to protect it from undue overvoltage, if e.g. so-called surge absorbers do not provide adequate protection.
  • Fig. 10 shows for a 5MW wind turbine, the performance of the differential drive during a possible LVRT event in which the mains voltage at time 0 for 500ms falls to zero.
  • the differential drive 6 at the beginning of the LVRT event a power of approx. 30OkW delivers, it falls within a very short time on OkW. Subsequently, the differential drive 6 receives a power of up to approx. 30OkW.
  • Fig. 11 shows a differential electric drive having the following configuration.
  • the differential drive 14 is connected to a frequency converter 15, consisting of the motor-side IGBT bridge 16 and the network-side IGBT bridge 17 and the capacitor-supported DC intermediate circuit 18.
  • the voltage of the frequency converter 15 is adjusted by means of transformer 19 to the generator voltage.
  • an intermediate circuit memory 20 is connected, which, among other things, preferably comprises capacitors 21.
  • capacitors 21 are preferably so-called supercaps, which are already widely used in wind turbines as energy storage for Rotorblattversteilsysteme. The necessary capacity of the capacitors 21 to be used is calculated from the sum of the energy required for the drive of the differential drive during a power failure.
  • the intermediate circuit memory 20 must both supply energy and store energy, it is not known which request will arrive first. That is, preferably, the intermediate circuit memory 20 is partially charged, then in this state sufficient capacity bezügl. maximum necessary delivery volume and maximum storage volume must be available.
  • the precharging of the intermediate circuit memory 20 can be made dependent on the operating state of the wind turbine. Since the differential drive is operated by a motor at wind turbine speeds below the base speed, energy is first drawn from the intermediate circuit memory 20 in this operating range. This means that the intermediate circuit memory 20 must be charged according to the maximum energy requirement to be supplied. In contrast, the differential drive at wind turbine speeds above the base speed is operated as a generator, which means that first the differential drive charges the DC link to then gem. Fig. 10 to change reference. In this case, therefore, the precharge may be lower, so that the maximum required storage volume of the intermediate circuit memory 20 is reduced. Ie in the example acc. 10 from the intermediate circuit memory to be able to provide sufficient energy, this must be preloaded with about 4OkJ.
  • the minimum required storage energy is basically related to the rated output of the wind turbine, can thus for the optimized variant, the minimum required storage energy for the intermediate circuit memory 20 with about 8kJ / MW (wind turbine rated power), DZW. including sufficient reserve with approx. 12kJ / MW (W indkraftstrom-
  • At least 2OkJ / MW (W indkraftanla g e-nominal power) is required.
  • the LVRT- event takes in many cases, a maximum of 150 ms, so the required energy storage is reduced to about 1/3 of the minimum required storage energy above approximately 8kJ / MW (Wndkr a f ta n iage-Ne nn ieistu n g), that is, Ca. 2.5kJ / MW (rated wind turbine capacity).
  • DC link memory is equipped with capacitors, it can be designed according to the following formula:
  • usable storage energy capacity * (SpO 2 -SpU 2 ) / 2.
  • the intermediate circuit memory 20 In normal operation of the system, that is, if neither LVRT events nor HVRT events take place, the intermediate circuit memory 20 will be charged depending on the operating condition of the system between 20% and 80% of its usable storage energy, while such a state of charge sufficient capacity for all conceivable operating conditions is available.
  • DC intermediate circuit 18 can replace the intermediate circuit memory 20.
  • the frequency converter 15 has the necessary for the appropriate charge of the intermediate circuit memory 20 control.
  • the voltage of the intermediate circuit memory 20 is measured.
  • the intermediate circuit memory 20 can also be charged by means of a separate charging device.
  • Fig. 12 shows a typical harmonic spectrum of a separately excited synchronous machine.
  • the harmonics of the 3rd, 5th, 7th and 13th order (order) are noticeable here.
  • Compared to wind turbines with e.g. Full inverters are comparatively high and can be reduced by suitable measures.
  • One way to reduce the amount of these harmonics is the corresponding mechanical design of the synchronous generator by means of so-called skewing of the rotor and / or Sehnung of the rotor and stator.
  • skewing of the rotor and / or Sehnung of the rotor and stator are associated with increased manufacturing costs, or limit the availability of possible suppliers due to lack of technical requirements.
  • the existing frequency converter 7 is used for active filtering of the harmonics of the synchronous generator.
  • Fig. 13 shows a known one
  • Frequency converter to generate harmonic currents, which are out of phase with the measured currents, and thus to selectively compensate harmonics in the mains current.
  • harmonics of the generator may also be present in the network, which may be e.g. come from the frequency converter itself or otherwise arise and which also reduce the power quality. By measuring the mains voltage, all harmonics are detected and can be taken into account during active filtering.
  • Fig. 14 shows the substantial improvement of the harmonic spectrum with the 3rd, 5th, 7th and 13th order active-filtered harmonics.
  • the quality of the improvement depends on the so-called clock frequency of the frequency converter, with better results at higher clock frequencies.
  • the embodiments described above are also feasible in technically similar applications. This concerns, in particular, hydropower plants for the exploitation of river and Ocean currents. For this application, the same basic requirements apply as for wind turbines, namely variable flow rate.
  • the drive shaft is driven directly or indirectly by the devices driven by the flow medium, for example water, in these cases. Subsequently, the drive shaft directly or indirectly drives the differential gear.

Abstract

Eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, weist eine mit einem Rotor (1) verbundene Antriebswelle, einen Generator (8) und ein Differenzialgetriebe (11 bis 13) mit drei An- bzw. Abtrieben auf, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem elektrischen Differenzial-Antrieb (6, 14) verbunden ist. Der Differenzial-Antrieb (6, 14) ist über einen Frequenzumrichter (7, 15) mit einem Netz (10) verbunden, wobei der Frequenzumrichter (7, 15) zum aktiven Filtern von Harmonischen der Energiegewinnungsanlage, insbesondere des Generators (8), regelbar ist.

Description

DREHZAHLVARIABEL ANGETRIEBENE ELEKTRISCHE ENERGIEERZEUGUNGSANLAGE MIT KONSTANTER AUSGANGSFREQUENZ, INSBESONDERE WINDKRAFTANLAGE
Die Erfindung betrifft eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer mit einem Rotor verbundenen Antriebswelle, einem Generator und mit einem Differenzialgetriebe mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator und ein zweiter Antrieb mit einem elektrischen Differenzial-Antrieb verbunden ist, und wobei der Differenzial-Antrieb über einen Frequenzumrichter mit einem Netz verbunden ist.
Windkraftwerke gewinnen zunehmend an Bedeutung als Elektrizitätserzeugungsanlagen. Dadurch erhöht sich kontinuierlich der prozentuale Anteil der Stromerzeugung durch Wind. Dies wiederum bedingt einerseits neue Standards bezüglich Stromqualität (insbesondere im Hinblick auf Blindstromregelung und Verhalten der Windkraftwerke bei Spannungseinbrüchen im Netz) und andererseits einen Trend zu noch größeren Windkraftanlagen. Gleichzeitig ist ein Trend Richtung Off-shore-Windkraftanlagen erkennbar, welcher Anlagengrößen von zumindest 5MW installierter Leistung fordert. Durch die hohen Kosten für Infrastruktur und Instandhaltung der Windkraftanlagen im Offshore-Bereich, gewinnen hier sowohl Wirkungsgrad als auch Herstellkosten der Anlagen, mit dem damit zusammenhängenden Einsatz von Mittelspannungs- Synchrongeneratoren, eine besondere Bedeutung.
Die WO2004/109157 A1 zeigt ein komplexes, hydrostatisches „Mehrwege"-Konzept mit mehreren parallelen Differenzialstufen und mehreren schaltbaren Kupplungen, wodurch zwischen den einzelnen Wegen geschaltet werden kann. Mit der gezeigten technischen Lösung können die Leistung und somit die Verluste der Hydrostatik reduziert werden. Ein wesentlicher Nachteil ist jedoch der komplizierte Aufbau der gesamten Einheit. Die ins Netz gespeiste elektrische Energie kommt dabei ausschließlich von dem vom Differenzialsystem angetriebenen Synchrongenerator.
EP 1283359 A1 zeigt ein 1 -stufiges und ein mehrstufiges Differenzialgetriebe mit elektrischem Differenzial-Antrieb, welcher via Frequenzumrichter eine mit dem netzgekoppelten Synchrongenerator mechanisch verbundene, elektrische Maschine antreibt. Die ins Netz gespeiste elektrische Energie kommt auch in diesem Beispiel ausschließlich von dem vom Differenzialsystem angetriebenen Synchrongenerator.
WO 2006/010190 A1 zeigt den Triebstrang einer Windkraftanlage mit elektrischem Differenzial-Antrieb mit Frequenzumrichter, welcher parallel zum Synchrongenerator an das Netz angeschlossen wird. Diese technischen Lösungen erlauben zwar den direkten Anschluss von Mittelspannungs- Synchrongeneratoren ans Netz, die Nachteile bekannter Ausführungen sind jedoch, dass ein erheblicher Aufwand erforderlich ist, damit die eingesetzten Synchrongeneratoren die Normen bezüglich maximal erlaubter harmonischer Oberwellen erfüllen.
Aufgabe der Erfindung ist die Reduzierung der harmonischen Oberwellen.
Gelöst wird diese Aufgabe erfindungsgemäß dadurch, dass der Frequenzumrichter zum aktiven Filtern von Harmonischen der Energiegewinnungsanlage, insbesondere des Generators, regelbar ist. Dadurch muss bei der Auslegung des Generators nicht oder nur in geringerem Ausmaß auf die Verringerung der Harmonischen Rücksicht genommen werden.
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der übrigen Unteransprüche.
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme auf die angeschlossenen Zeichnungen detailliert beschrieben.
Fig. 1 zeigt für eine 5MW Windkraftanlage gemäß Stand der Technik die Leistungskurve, die Rotordrehzahl und die sich dadurch ergebenden Kennwerte wie Schnelllaufzahl und den Leistungsbeiwert,
Fig. 2 zeigt das Prinzip eines Differenzialgetriebes mit einem elektrischen Differenzial- Antrieb gemäß Stand der Technik,
Fig. 3 zeigt beispielhaft gemäß Stand der Technik die Drehzahl- und Leistungsverhältnisse eines elektrischen Differenzial-Antriebes über der Windgeschwindigkeit,
Fig. 4 zeigt den Netzverbund eines konventionellen Windparks,
Fig. 5 zeigt den Netzverbund eines Windparks mit Windkraftanlagen mit einem Differenzialsystem gemäß Fig. 2,
Fig. 6 zeigt den zeitlichen Verlauf des sich einstellenden Blindstromes bei einem Blindstrom-Sollwertsprung,
Fig. 7 zeigt den sich einstellenden Blindstrom bei einem Leistungssprung der Windkraftanlage, Fig. 8 zeigt ein mögliches Regelungsschema für eine kombinierte Blindstromregelung,
Fig. 9 zeigt den sich einstellenden Blindstrom bei einem Leistungssprung der Windkraftanlage mit Blindstromkompensation durch einen Frequenzumrichter,
Fig. 10 zeigt ein Beispiel für den Leistungsbedarf des Differenzial-Antriebes bei LVRT,
Fig. 11 zeigt einen elektrischen Differenzial-Antrieb mit Zwischenkreisspeicher,
Fig. 12 zeigt die typischen elektrischen Oberwellen eines Mittelspannungs- Synchrongenerators,
Fig. 13 zeigt ein mögliches Prinzip der aktiven Oberwellenfilterung mit Frequenzumrichter,
Fig. 14 zeigt die elektrischen Oberwellen eines Mittelspannungs-Synchrongenerators mit aktiver Oberwellenfilterung mit einem Frequenzumrichter.
Die Leistung des Rotors einer Windkraftanlage errechnet sich aus der Formel
Rotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Windgeschwindigkeit3 * Luftdichte / 2
wobei der Leistungsbeiwert abhängig von der Schnelllaufzahl (= Verhältnis Blattspitzen- Geschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) des Rotors der Windkraftanlage ist. Der Rotor einer Windkraftanlage ist für einen optimalen Leistungsbeiwert basierend auf einer im Zuge der Entwicklung festzulegenden Schnelllaufzahl (meist ein Wert zw. 7 und 9) ausgelegt. Aus diesem Grund ist beim Betrieb der Windkraftanlage im Teillastbereich eine entsprechend kleine Drehzahl einzustellen, um einen optimalen aerodynamischen Wirkungsgrad zu gewährleisten.
Fig. 1 zeigt die Verhältnisse für Rotorleistung, Rotordrehzahl, Schnelllaufzahl und Leistungsbeiwert für einen vorgegebenen Drehzahlbereich des Rotors bzw. einer optimalen Schnelllaufzahl von 8,0~8,5. Aus dem Diagramm ist ersichtlich, dass sobald die Schnelllaufzahl von ihrem optimalen Wert von 8,0-8,5 abweicht, der Leistungsbeiwert sinkt, und sich damit gemäß oben genannter Formel die Rotorleistung entsprechend der aerodynamischen Charakteristik des Rotors reduziert.
Fig. 2 zeigt ein mögliches Prinzip eines Differenzialsystems für eine Windkraftanlage bestehend aus einer Differenzialstufe 3 bzw. 11 bis 13, einer Anpassungs-Getriebestufe 4 und einem elektrischen Differenzial-Antrieb 6. Der Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf der Antriebswelle 9 für das Hauptgetriebe 2 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 2 an. Das Hauptgetriebe 2 ist ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe. Zwischen Hauptgetriebe 2 und Generator 8 befindet sich die Differenzialstufe 3, welche vom Hauptgetriebe 2 über Planetenträger 12 der Differenzialstufe 3 angetrieben wird. Der Generator 8 - vorzugsweise ein fremderregter Mittelspannungs-Synchrongenerator - ist mit dem Hohlrad 13 der Differenzialstufe 3 verbunden und wird von diesem angetrieben. Das Ritzel 11 der Differenzialstufe 3 ist mit dem Differenzial-Antrieb 6 verbunden. Die Drehzahl des Differenzial-Antriebes 6 wird geregelt, um einerseits bei variabler Drehzahl des Rotors 1 eine konstante Drehzahl des Generators 8 zu gewährleisten und andererseits das Drehmoment im kompletten Triebstrang der Windkraftanlage zu regeln. Um die Eingangsdrehzahl für den Differenzial- Antrieb 6 zu erhöhen wird im gezeigten Fall ein 2-stufiges Differenzialgetriebe gewählt, welches eine Anpassungs-Getriebestufe 4 in Form einer Stirnradstufe zwischen Differenzialstufe 3 und Differenzial-Antrieb 6 vorsieht. Differenzialstufe 3 und Anpassungs-Getriebestufe 4 bilden somit das 2-stufige Differenzialgetriebe. Der Differenzial-Antrieb ist eine Drehstrommaschine, welche über Frequenzumrichter 7 und Transformator 5 parallel zum Generator 8 ans Netz 10 angeschlossen wird.
Die Drehzahlgleichung für das Differenzialgetriebe lautet:
DrehzahlGenerator = X * DrehzahlRotor + y * DrehzahlDifferenzial-Antrieb,
wobei die Generatordrehzahl konstant ist, und sich die Faktoren x und y aus den gewählten Getriebeübersetzungen von Hauptgetriebe und Differenzialgetriebe ableiten lassen.
Das Drehmoment am Rotor wird durch das anstehende Windangebot und den aerodynamischen Wirkungsgrad des Rotors bestimmt. Das Verhältnis zwischen dem Drehmoment an der Rotorwelle und dem am Differenzial-Antrieb ist konstant, wodurch sich das Drehmoment im Triebstrang durch den Differenzial-Antrieb regeln lässt. Die Drehmomentgleichung für den Differenzial-Antrieb lautet:
Drehmomentoifferenziai-Antrieb = DrehmomentRotor * y / x ,
wobei der Größenfaktor y/x ein Maß für das notwendige Auslegungs-Drehmoment des Differenzial-Antriebes ist.
Die Leistung des Differenzial-Antriebes ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus prozentueller Abweichung der Rotordrehzahl von dessen Grunddrehzahl mal Rotor- Leistung, wobei die Grunddrehzahl jene Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage ist, bei der der Differenzial-Antrieb still steht, d.h. die Drehzahl gleich Null hat. Dementsprechend erfordert ein großer Drehzahlbereich grundsätzlich eine entsprechend große Dimensionierung des Differenzial-Antriebes.
In Fig. 3 sieht man beispielhaft die Drehzahl- bzw. Leistungsverhältnisse für eine Differenzialstufe gemäß Stand der Technik. Die Drehzahl des Generators ist durch den Anschluss an das frequenzfeste Stromnetz konstant. Um den Differenzial-Antrieb entsprechend gut ausnutzen zu können, wird dieser Antrieb im Bereich kleiner der Grunddrehzahl motorisch und im Bereich größer der Grunddrehzahl generatorisch betrieben. Das führt dazu, dass im motorischen Bereich Leistung in die Differenzialstufe eingespeist wird und im generatorischen Bereich Leistung der Differenzialstufe entnommen wird. Diese Leistung wird im Falle eines elektrischen Differenzial-Antriebes vorzugsweise dem Netz entnommen bzw. in dieses eingespeist. Die Summe aus Generatorleistung und Leistung des Differenzial-Antriebes ergibt die für eine Windkraftanlage mit elektrischem Differenzial-Antrieb ins Netz abgegebene Gesamtleistung.
Fig. 4 zeigt wie Windparknetze, welche eine große Zahl von Windkraftanlagen verbinden, üblicherweise aufgebaut sind. Der Einfachheit halber werden hier nur drei Windkraftanlagen dargestellt, wobei abhängig von der Größe des Windparks auch z.B. bis zu 100 oder auch mehr Windkraftanlagen in einem Windparknetz verbunden sein können. Mehrere Windkraftanlagen in Niederspannungsausführung mit einer Nennspannung von z.B. 690VAC (meist ausgestattet mit sogenannten doppeltgespeisten Drehstrommaschinen oder Drehstrommaschinen mit Vollumrichter), speisen via Anlagentrafo in eine Sammelschiene mit einem Spannungsniveau von z.B. 2OkV ein. Vor dem Netz-Einspeisepunkt, welcher üblicherweise die Übergabestelle ins Netz des Stromversorgungsuntemehmens ist, ist ein Windparktrafo geschalten, welcher die Windpark-Mittelspannung auf eine Netzspannung von z.B. 11OkV erhöht. Für diesen Netz-Einspeisepunkt gibt es im Bezug auf Blindstromfaktor und Spannungskonstanz zu erfüllende Richtlinien, welche meist von den Stromversorgungsunternehmen definiert werden. Um die kontinuierlich strenger werdenden Standards bezüglich Stromqualität erfüllen zu können, werden auf der Mittelspannungsseite in zunehmendem Maße dynamische Blindstrom-Kompensationsanlagen implementiert, welche durch Einspeisung von Blindstrom ins Netz bzw. Entnahme von Blindstrom aus dem Netz die Spannung im Netz-Einspeisepunkt innerhalb vorgeschriebener Grenzen halten.
Fig. 5 zeigt ein alternatives Windparknetz, welches eine große Zahl von Windkraftanlagen mit Differenzialsystemen verbindet. Der Einfachheit halber werden auch hier nur drei Windkraftanlagen pro Gruppe dargestellt. Mehrere Windkraftanlagen in Mittelspannungsausführung mit einer Nennspannung von z.B. 1OkV (ausgestattet mit sogenannten fremderregten Synchrongeneratoren und parallel geschalteten elektrischen Differenzial-Antrieben - wie z.B. in Fig.2), speisen in eine Sammelschiene, und (im Falle sehr großer Windparks) von dieser via Gruppentrafo in eine weitere Sammelschiene mit einem Spannungsniveau von z.B. 3OkV ein. Vor dem Netz-Einspeisepunkt, ist auch hier ein Windparktrafo geschalten, welcher die Windpark-Mittelspannung auf eine Netzspannung von z.B. 11OkV erhöht. Auch in diesem Beispiel wird eine dynamische Blindstrom-Kompensationsanlage implementiert, welche die Aufgabe hat, die ins Netz abgegebene Spannung innerhalb vorgegebener Grenzwerte zu halten.
Vor allem bei Leistungssprüngen der Windkraftanlagen aufgrund von Windböen oder bei Netzfehlern ist dies ein hochdynamischer Vorgang, welcher von den Windkraftanlagen gemäß Stand der Technik nicht selbständig kompensiert werden kann. Dabei geht es nicht nur um eine konstante Spannungsregelung jeder einzelnen Windkraftanlage. Das nachgeschaltete Windpark-Netz, bestehend aus Leitungen und Trafos, benötigt darüber hinaus einen von den Windkraftanlagen zu liefernden Blindstromanteil, um die durch Leistungsschwankungen der Windkraftanlagen entstehenden Spannungsschwankungen im Einspeisepunkt kompensieren zu können, sofern dieser nicht von einer bereits erwähnten dynamischen Blindstrom-Kompensationsanlage geliefert wird. Dieser, von den Windkraftanlagen zu liefernde Blindstromanteil, ist weitgehend abhängig von der Impedanz des Windparknetzes und von der ins Netz zu übertragenden elektrischen Leistung, und lässt sich aus diesen Parametern mathematisch errechnen. Das bedeutet, dass in einer bevorzugten Ausführungsform die Regelung jeder einzelnen Windkraftanlage den durch z.B. deren Leistungsschwankung erforderlichen Blindstromanteil für die leistungsschwankungsbedingte Kompensation des Windpark- Netzes errechnet, und als zusätzlichen Blindstrombedarf an die Blindstromregelung der Windkraftanlage weitergeben kann. Alternativ kann eine zentrale Regelungseinheit diesen für das Windpark-Netz erforderlichen Blindstrombedarf errechnen, und entsprechend einem definierten Verteilungsschlüssel an die einzelnen Windkraftanlagen als Bedarf (Blindstrom-Sollwert) weitergeben. Diese zentrale Regelungseinheit sitzt dann vorzugsweise nahe dem Netz-Einspeisepunkt, und errechnet aus gemessener Windpark- Leistung und/oder gemessener Netzspannung den für eine konstante Spannung erforderlichen Blindstrombedarf.
Es ist hinzuzufügen, dass ein Großteil der regenerativen Energieerzeugungsanlagen wie z.B. Windkraftanlagen im Vergleich zu z.B. kalorischen Kraftwerken den Nachteil haben, dass, aufgrund der stochastisch anfallenden Antriebsenergie (böiger Wind), große Leistungssprünge innerhalb kurzer Zeitkonstanten auftreten. Dadurch ist das Thema der dynamischen Blindstromkompensation für regenerative Energieerzeugungsanlagen von besonders großer Bedeutung. Eine weitere Möglichkeit die Dynamik einer Windpark-Netzspannungsregelung zu verbessern, ist die Messung der Windgeschwindigkeit an einem vorzugsweise separat aufgestellten Windmessmast, wobei hierfür alternativ auch die Windmessung an einer oder mehreren Windkraftanlagen herangezogen werden kann. Da sich die abgegebene Leistung einer Windkraftanlage mit mehr oder weniger großer Verzögerung entsprechend der sich stochastisch einstellenden Windgeschwindigkeit ändert, kann aus der gemessenen Veränderung der Windgeschwindigkeit, auf die zu erwartende Leistungsabgabe der Windkraftanlagen geschlossen werden. Damit kann in weiterer Folge der Blindstrombedarf für eine konstante Spannung am Netz-Einspeisepunkt vorab errechnet, und somit Verzögerungen durch die gegebenen Mess- und Regelungs- Zeitkonstanten bestmöglich kompensiert werden.
Fig. 6 zeigt das typische Verhalten eines fremderregten Synchrongenerators bei einem Sollwertsprung für den zu liefernden Blindstrom. Zum Zeitpunkt 1 ,0 wird der Blindstrombedarf von OA auf 4OA geändert, was zu einer sofortigen Erhöhung der Erregerspannung im Synchrongenerator führt. Es dauert ca. 6 Sekunden bis sich der Blindstrom auf das geforderte Maß von 4OA eingependelt hat. Die Generatorspannung verändert sich entsprechend dem sich einstellenden Blindstrom.
Fig. 7 zeigt ein ähnliches Bild für einen Leistungssprung der Windkraftanlage von 60% auf 100% der Nennleistung zum Zeitpunkt 1 ,0. Die Erregermaschine benötigt ca. 5 Sekunden bis sich der Blindstrom wieder annähernd auf den ursprünglichen Sollwert von OA einpendelt. Die Generatorspannung pendelt auch hier entsprechend dem sich einstellenden Blindstrom.
Hierbei sind mit einer optimal abgestimmten Regelung der Erregerspannung unter Umständen noch Verbesserungen zu erzielen, jedoch reicht das in Fig. 6 und Fig. 7 gezeigte Verhalten nicht aus, die ständig steigenden Anforderungen an die Stromqualität zu erfüllen. Aus diesem Grund ist es erforderlich, Verbesserungen bezüglich dynamischer Blindstromkompensation zu erzielen.
Eine wesentliche Eigenschaft elektrischer Differenzial-Antriebe gemäß Fig. 2 im Vergleich zu hydrostatischen oder hydrodynamischen Differenzial-Antrieben ist der direkte Leistungsfluss vom Differenzial-Antrieb 6 via Frequenzumrichter 7 ins Netz. Diese Frequenzumrichter sind vorzugsweise sogenannte IGBT-Umrichter, bei denen die ins Netz abgegebene, bzw. die vom Netz bezogene Blindleistung frei einstellbar ist. Hierzu kann man z.B. mittels freiprogrammierbarer Steuerung verschiedene Regelungsmethoden implementieren, bzw. diese gegebenenfalls auch während des Betriebes an wechselnde Umgebungs- und/oder Betriebsbedingungen der Windkraftanlage anpassen. Es werden hochdynamische Frequenzumrichter eingesetzt, welche innerhalb extrem kurzer Zeiten große Mengen Blindstrom (bis z.B. Nennstrom des Frequenzumrichters, bzw. bei reduzierter Taktfrequenz des Frequenzumrichters auch darüber hinaus) ins Netz einspeisen bzw. dem Netz entnehmen können. Dadurch kann ein wesentlicher Nachteil fremderregter Synchrongeneratoren kompensiert werden.
Fig. 8 zeigt ein Regelungsverfahren, welches diesem Anspruch gerecht wird. Grundsätzlich wird für den Windpark ein Blindstrom-Sollwert vorgegeben, welcher als Konstante, oder als Variable z.B. von einer externen Steuerung vorgegeben wird. Dieser Blindstrom-Sollwert kann z.B. von einer übergeordneten Windpark-Regelungseinheit entsprechend einem fixen oder variablen Verteilerschlüssel den einzelnen Windkraftanlagen als sogenannter „Blindstrom-WKA" als fixer Parameter oder als Variable vorgegeben werden. Hierbei wird ein vorzugsweise jedoch nicht notwendigerweise für alle Windkraftanlagen gleicher Wert definiert. Diesem „Blindstrom-WKA" kann der für die notwendige Kompensation des nachfolgenden Windpark-Netzes erforderlichen Blindstromanteil „Blindstrom für Kompensation Windpark-Netz" hinzugefügt werden. Aus der Summe beider Werte ergibt sich der „Blindstrom-Sollwert". Dieser „Blindstrom- Sollwert" wird an den „Pl-Regler Blindstrom-Sollwert Generator" weitergegeben. Fig. 8 zeigt einen Pl-Regler, wobei hier auch andere Regler-Typen einsetzbar sind. Der „Pl- Regler Blindstrom-Sollwert Generator" arbeitet typischerweise mit vergleichsweise langen Zeitkonstanten, d.h. die Zykluszeit, innerhalb der eine Änderung des in diesem Fall Blindstromwertes möglich ist, kann jedoch aufgrund der großen Leistungskapazität des Generators dauerhaft große Mengen Blindstrom liefern. Ein Komparator vergleicht den „Blindstrom real" mit dem „Blindstrom-Sollwert". Ergänzend liefert der vergleichsweise leistungsschwache Frequenzumrichter 7 (Fig. 2) innerhalb kurzer Zeit die gemäß „Blindstrom-Sollwert" fehlende Blindleistung, bzw. bezieht diese bei Blindstrom- Überschuss vom Netz. Den vom Frequenzumrichter 7 zu liefernden Blindstrom errechnet der „Pl-Regler Blindstrom-Sollwert Umrichter". Beide Regelkreise haben vorzugsweise einen sogenannten „Begrenzer", welcher den möglichen Blindstrom für Generator und Frequenzumrichter begrenzt.
Fig. 9 zeigt den Effekt dieser Regelungsmethode. Dem aus Fig. 7 bekannten Zeitverlauf von „Blindstrom-Generator", wird der „Blindstrom-Umrichter" überlagert. Dabei wird davon ausgegangen, dass der Frequenzumrichter innerhalb von 50ms den Strom von 0 auf Nennstrom hochregeln kann. Durch diese kurze Zeitkonstante, d.h. die Zykluszeit, innerhalb der eine Änderung des in diesem Fall Blindstromwertes möglich ist, kann der Frequenzumrichter relativ zeitnah die ungewollte Abweichung des „Blindstroms- Generator" ausgleichen, wodurch die maximale Abweichung vom „Blindstrom-Sollwert" anstatt vorher 17A nur mehr 3 A beträgt. Dementsprechend ist hier nur mehr eine unwesentliche Schwankung der „WKA-Spannung" erkennbar. Eine genauere bzw. zumindest noch schnellere Kompensation vom „Blindstrom- Generator" durch den Frequenzumrichter kann man dadurch erreichen, dass man die Zeit für die Blindstromkompensation durch den Frequenzumrichter insofern verkürzt, dass man aufgrund eines Leistungs-/Drehmoment-Sprungbefehles der Windkraftanlagen- Regelung auf den veränderten Blindstrombedarf schließt, und diesen bei der Blindstrom- Regelung unter Zuhilfenahme eines mathematischen Modells, basierend auf einer Netzimpedanz und der zu übertragenden Leistung, entsprechend vorgibt.
Neben den oben beschriebenen Maßnahmen bezüglich Blindstromregelung mit Hilfe eines elektrischen Differenzial-Antriebes, gibt es jedoch noch einen weiteren wesentlichen Punkt, welcher im Sinne einer allgemein geforderten, hohen Stromqualität berücksichtigt werden kann. Dieser ist, dass Windkraftanlagen auch bei Netzspannungsfehlern am Netz bleiben sollen. Diese Eigenschaft wird allgemein als Low-Voltage-Ride-Through (LVRT) bzw. High-Voltage-Ride-Through (HVRT) bezeichnet, welche in diversen Richtlinien (z.B. von E. ON Netz) genau definiert wird. Auch während eines LVRT-Ereignisses mit einem Spannungseinbruch auf im ungünstigsten Fall OV im Netz-Einspeisepunkt bzw. HVRT- Ereignisses mit Überspannung, soll wie schon erwähnt die Windkraftanlage am Netz bleiben, was bedeutet, dass die Drehzahl des Generators 8 (Fig. 2) soweit konstant gehalten werden muss, dass der Generator 8 bei Spannungswiederkehr (d.h. Rückkehr der Spannung auf Nennwert) mit dem Netz synchron ist. Darüber hinaus ist der Frequenzumrichter während eines HVRT-Ereignisses unter Umständen vom Netz zu nehmen, um Ihn vor unzulässiger Überspannung zu schützen, sofern z.B. sogenannte Überspannungsabieiter keinen ausreichenden Schutz bieten.
Fig. 10 zeigt für eine 5MW-Windkraftanlage den Leistungsverlauf des Differenzial- Antriebes während eines möglichen LVRT-Ereignisses bei dem die Netzspannung zum Zeitpunkt 0 für 500ms auf Null fällt. Nachdem mit Bezug auf das Ausführungsbeispiel Fig. 2 der Differenzial-Antrieb 6 zu Beginn des LVRT-Ereignisses eine Leistung von rd. 30OkW liefert, fällt diese innerhalb kürzester Zeit auf OkW. Anschließend bezieht der Differenzial- Antrieb 6 eine Leistung von bis zu rd. 30OkW. Da zu diesem Zeitpunkt überhaupt keine oder zumindest keine ausreichende Netzversorgung gegeben ist, kann der Differenzial- Antrieb 6 die notwendige Drehzahl-/Momentregelung nicht aufrecht erhalten, und der Rotor 1 der Windkraftanlage würde den Generator 8 zum Kippen bringen, wodurch der Generator 8 die geforderte Drehzahl nicht mehr halten kann, um bei Spannungswiederkehr mit dem Netz synchron zu sein. Das dargestellte Beispiel stellt nur eine Möglichkeit des zeitlichen Verlaufes der Leistung des Differenzial-Antriebes 6 dar. Entsprechend den stochastischen Windverhältnissen und der zum Start-Zeitpunkt des LVRT-Ereignisses anstehenden Drehzahl/Leistung für den Rotor 1 der Windkraftanlage bzw. den Differenzial-Antrieb 6, kann es natürlich gleichermaßen vorkommen, dass der Differenzial-Antrieb 6 im ersten Moment Leistung beziehen muss. Um ein Kippen des Generators 8 zu verhindern, zeigt Fig. 11 einen elektrischen Differenzial-Antrieb mit folgender Konfiguration. Der Differenzial-Antrieb 14 ist an einen Frequenzumrichter 15, bestehend aus motorseitiger IGBT-Brücke 16 und netzseitiger IGBT-Brücke 17 und kondensatorgestütztem Gleichstromzwischenkreis 18, angeschlossen. Die Spannung des Frequenzumrichters 15 wird mittels Trafo 19 an die Generatorspannung angepasst. An den Gleichstromzwischenkreis 18 ist ein Zwischenkreisspeicher 20 angeschlossen, der unter anderem aus vorzugsweise Kondensatoren 21 aufweist. Alternativ können z.B. auch Akkumulatoren eingesetzt werden. Die Kondensatoren 21 sind vorzugsweise sogenannte Supercaps, welche schon verbreitet bei Windkraftanlagen als Energiespeicher für Rotorblattversteilsysteme eingesetzt werden. Die notwendige Kapazität der einzusetzenden Kondensatoren 21 errechnet sich aus der Summe der während einer Netzstörung für den Antrieb des Differenzial-Antriebes notwendigen Energie. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass der Zwischenkreisspeicher 20 sowohl Energie liefern als auch Energie speichern muss, wobei nicht bekannt ist, welche Anforderung zuerst eintrifft. D.h. vorzugsweise ist der Zwischenkreisspeicher 20 teilweise geladen, wobei dann in diesem Zustand genügend Kapazität bezügl. maximal notwendigem Liefervolumen und maximal notwendigem Speichervolumen vorhanden sein muss.
Aus dem Beispiel gemäß Fig. 10 kann man eine Energieproduktion des Differenzial- Antriebes von zunächst ca. 1OkJ, gefolgt von einem Energiebedarf von ca. 5OkJ ableiten. In weiterer Folge flacht der Produktions-/Bedarfspegel ab, bzw. endet das LVRT-Ereignis ohnehin nach insgesamt 500ms. D.h. ein auf 10OkJ ausgelegte Zwischenkreisspeicher 20 wird sollte mit ca. 5OkJ vorgeladen sein.
Aus Optimierungsgründen kann die Vorladung des Zwischenkreisspeichers 20 vom Betriebszustand der Windkraftanlage abhängig gemacht werden. Da der Differenzial- Antrieb bei Windkraftanlagen-Drehzahlen unterhalb der Grunddrehzahl motorisch betrieben wird, wird in diesem Betriebsbereich zuerst Energie vom Zwischenkreisspeicher 20 bezogen. Das heißt, dass der Zwischenkreisspeicher 20 entsprechend dem maximal zu liefernden Energiebedarf geladen sein muss. Dagegen wird der Differenzial-Antrieb bei Windkraftanlage-Drehzahlen oberhalb der Grunddrehzahl generatorisch betrieben, was bedeutet, dass zuerst der Differenzial-Antrieb den Zwischenkreis lädt, um dann gem. Fig. 10 auf Bezug zu wechseln. In diesem Fall kann daher die Vorladung geringer sein, womit das maximal notwendige Speichervolumen des Zwischenkreisspeichers 20 reduziert wird. D.h. um im Beispiel gem. Fig. 10 aus dem Zwischenkreisspeicher ausreichend Energie zur Verfügung stellen zu können, muss dieser mit ca. 4OkJ vorgeladen sein. Die für den Gesamtbedarf noch fehlenden 1OkJ werden zu Beginn des LVRT-Ereignisses vom Differenzial-Antrieb geladen. Da die minimale notwendige Speicherenergie grundsätzlich mit der Nennleistung der Windkraftanlage zusammenhängt, kann somit für die optimierte Variante, die für den Zwischenkreisspeicher 20 minimal erforderliche Speicherenergie mit ca. 8kJ / MW(Windkraftanlage-Nennleistung), DZW. inkl. ausreichender Reserve mit Ca. 12kJ / MW(Windkraftanlage-
Nennieistung) definiert werden. Dagegen sind bei zuerst beschriebener Auslegungsvariante
Zumindest 2OkJ / MW(Windkraftanlage-Nennleistung) erforderlich.
Berücksichtigt man darüber hinaus, dass in vielen Fällen das LVRT- Ereignis maximal 150ms dauert, so reduziert sich die erforderliche Speicherenergie auf ca. 1/3 der oben genannten minimal erforderlichen Speicherenergie von ca. 8kJ / MW(Wndkraftaniage-Nennieistung), das heißt auf Ca. 2,5kJ / MW(Windkraftanlage-Nennleistung).
Ist der Zwischenkreisspeicher mit Kondensatoren ausgestattet, so kann dieser gemäß folgender Formel ausgelegt werden:
Energie[J] = Kapazität[F] * SpannungfV]2/ 2
Dabei kann die Spannung im Gleichstromzwischenkreis des Frequenzumrichters typischerweise zwischen einer Spannungsobergrenze SpO = 1150V und einer Spannungsuntergrenze SpU = 900V pendeln. D.h. die max. nutzbare Speicherenergie errechnet sich in diesem Fall aus
nutzbare Speicherenergie = Kapazität * (SpO2 -SpU2) / 2.
Im Normalbetrieb der Anlage, das heißt wenn weder LVRT-Ereignisse noch HVRT- Ereignisse stattfinden, wird der Zwischenkreisspeicher 20 je nach Betriebszustand der Anlage zwischen 20% und 80% seiner nutzbaren Speicherenergie geladen sein, dabei einem derartigen Ladezustand eine ausreichende Kapazität für alle denkbaren Betriebszustände vorhanden ist.
Ergänzend ist hier festzuhalten, dass man, bei fachgerechter Auslegung, das insgesamt wesentlich kleinere Kondensatorpaket des kondensatorgestützten
Gleichstromzwischenkreises 18 durch den Zwischenkreisspeicher 20 ersetzen kann.
Es könnte auch ein Energiespeicher als Zwischenkreisspeicher 20 verwendet werden, der so groß ausgelegt ist, dass er nicht nur die vorstehend erwähnte Funktion des Zwischenkreisspeichers 20 übernehmen kann sondern gleichzeitig auch noch die Funktion eines Energiespeichers für die Versorgung anderer technischer Einrichtungen der Windkraftanlage, wie beispielsweise das Rotorblattverstellsystem. Der Frequenzumrichter 15 verfügt über die für die geeignete Ladung des Zwischenkreisspeichers 20 notwendige Regelung. Zu diesem Zweck wird vorzugsweise die Spannung des Zwischenkreisspeichers 20 gemessen. Alternativ kann der Zwischenkreisspeicher 20 auch mittels separater Ladeeinrichtung geladen werden.
Im Sinne einer optimalen Stromqualität ist auch das Thema der harmonischen Oberwellen (Harmonischen) von fremderregten Synchrongeneratoren zu behandeln. Fig. 12 zeigt ein typisches Oberwellenspektrum einer fremderregten Synchronmaschine. Hier fallen insbesondere die Harmonischen der 3., 5., 7. und 13. Ordnung (Order) auf. Im Vergleich zu Windkraftanlagen mit z.B. Vollumrichtern sind diese vergleichsweise hoch und durch geeignete Maßnahmen zu reduzieren. Eine Möglichkeit den Betrag dieser Harmonischen zu reduzieren ist die entsprechende mechanische Auslegung des Synchrongenerators mittels sogenannter Schrägung des Rotors und/oder Sehnung von Rotor und Stator. Derartige Maßnahmen sind jedoch mit erhöhten Fertigungskosten verbunden, bzw. schränken diese die Verfügbarkeit möglicher Lieferanten aufgrund fehlender technischer Voraussetzungen ein.
Erfindungsgemäß wird daher der vorhandene Frequenzumrichter 7 zur aktiven Filterung der Harmonischen des Synchrongenerators herangezogen. Fig. 13 zeigt ein bekanntes
Verfahren, das sogenannte Frequenzbereichsverfahren, mit den Stufen Transformation des Koordinatensystems, Filter, Regler, Begrenzer, Entkopplung/Vordrehung und
Rücktransformation des Koordinatensystems. Damit ist es möglich durch den
Frequenzumrichter Oberschwingungsströme zu erzeugen, welche zu den gemessenen Strömen gegenphasig sind, und somit selektiv Harmonische im Netzstrom zu kompensieren.
Neben den Harmonischen des Generators können im Netz auch weitere Harmonische vorhanden sein, welche z.B. vom Frequenzumrichter selbst stammen oder auf andere Weise entstehen und welche die Stromqualität ebenfalls verringern. Durch die Messung der Netzspannung werden sämtliche harmonische Oberwellen erfasst und können bei der aktiven Filterung berücksichtigt werden.
Fig. 14 zeigt die substantielle Verbesserung des Oberwellenspektrums mit den aktiv gefilterten Harmonischen der 3., 5., 7. und 13. Ordnung. Die Qualität der Verbesserung ist abhängig von der sogenannten Taktfrequenz des Frequenzumrichters, wobei mit höheren Taktfrequenzen bessere Ergebnisse erzielt werden.
Die oben beschriebenen Ausführungen sind bei technisch ähnlichen Anwendungen ebenfalls umsetzbar. Dies betrifft v.a. Wasserkraftwerke zur Ausnutzung von Fluss- und Meeresströmungen. Für diese Anwendung gelten die gleichen Grundvoraussetzungen wie für Windkraftanlagen, nämlich variable Strömungsgeschwindigkeit. Die Antriebswelle wird in diesen Fällen von den vom Strömungsmedium, beispielsweise Wasser, angetriebenen Einrichtungen direkt oder indirekt angetrieben. In weiterer Folge treibt die Antriebswelle direkt oder indirekt das Differenzialgetriebe an.

Claims

Ansprüche:
1. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer mit einem Rotor (1) verbundenen Antriebswelle, einem Generator (8) und mit einem Differenzialgetriebe (11 bis 13) mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster
Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem elektrischen Differenzial-Antrieb (6, 14) verbunden ist, und wobei der Differenzial-Antrieb (6, 14) über einen Frequenzumrichter (7, 15) mit einem Netz (10) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumrichter (7, 15) zum aktiven Filtern von Harmonischen der
Energiegewinnungsanlage, insbesondere des Generators (8), regelbar ist.
2. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass mit dem Frequenzumrichter (7, 15) das Frequenzbereichsverfahren ausführbar ist.
3. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Frequenzbereichsverfahren die Stufen Transformation des Koordinatensystems, Filter, Regler, Begrenzer, Entkopplung/Vordrehung und Rücktransformation des Koordinatensystems aufweist.
4. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumrichter (7, 15) zum aktiven Filtern wenigstens einer der Harmonischen der 3., 5., 7., und 13. Ordnung regelbar ist
5. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Blindstrom des Frequenzumrichters (7, 15) regelbar ist.
6. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Frequenzumrichter (7, 15) im Gleichstromzwischenkreis (18) einen elektrischen Energiespeicher (20) aufweist.
7. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Energiespeicher (20) parallel zum Gleichstromzwischenkreis (18) geschaltet ist.
8. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Energiespeicher (20) wenigstens einen Kondensator (21 ) aufweist.
9. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 6 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Energiespeicher (20) wenigstens einen Akkumulator aufweist.
0. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Energiespeicher (20) zur Versorgung anderer technischer Einrichtungen der Energiegewinnungsanlage, z.B. des Rotorblattversteilsystems, dient.
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