WO2012001135A2 - Drehzahlvariabler generator für eine windkraftanlage und verfahren zum betreiben dieses generators - Google Patents

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Definitions

  • the invention relates to a variable-speed generator having at least one electrical winding which is connected to at least one generator-side frequency converter output stage and a differential gear for an energy production plant, in particular for a wind turbine, with three inputs or outputs, wherein a first drive with a drive shaft of Energy recovery plant, an output with a connectable to a grid generator and a second drive is connected to an electric machine as a differential drive.
  • the invention further relates to a method for operating a variable-speed generator.
  • Wind power plants are becoming increasingly important as electricity generation plants.
  • the percentage of electricity generated by wind is continuously increasing.
  • This requires new standards of power quality on the one hand and a trend towards even larger wind turbines on the other.
  • 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 the wind turbines in the offshore sector, the availability of the turbines is of particular importance here.
  • differential drives are recently used, which directly to the medium-voltage network connected externally-excited medium-voltage synchronous generators in combination with a differential gear and an auxiliary drive, which preferably provides a permanent magnet synchronous machine in combination with an IGBT frequency converter low power use.
  • the AT 507 395 A shows a differential system with an electric servo drive with a permanent magnet synchronous machine in combination with an IGBT frequency converter.
  • the service life of up to 180,000 hours required for energy production plants, in particular wind turbines, is usually not achieved by the IGBT semiconductor modules used. As a result, provided that no scheduled replacement of these modules is provided, failures of the entire system can be expected, which reduces the availability of the system accordingly. This becomes all the more critical the worse the plant can be reached for maintenance operations, which is especially relevant in so-called offshore installations.
  • the invention is therefore based on the task of taking appropriate precautions so that the defective drive train provides no or only a negligible braking torque.
  • WO 2007/104550 A2 shows the electromotive part of an elevator drive consisting of a rotor and a stator, wherein windings of the stator can be designed as Einstattwicklept.
  • the individual coils of the stator winding can be connected in parallel or in series with a winding strand and connected to a converter.
  • the use of a so constructed electric machine as a generator is not described in WO 2007/104550 A2, any more than the effect used by the present invention, that by using a single-tooth winding in comparison to a conventional, so-called distributed winding a much higher leakage inductance is achieved, resulting in the case of a winding short circuit or IGBT short circuit, a much smaller braking torque.
  • FIG. 1 shows a wind turbine according to the prior art with an electric drive consisting of permanent-magnet synchronous generator and IGBT frequency converter
  • Fig. 7 shows an example of the course of the braking torque at winding short circuit of the stator of a permanent magnet synchronous machine with Einstattwicklung and embedded permanent magnet.
  • the power of the rotor of a wind turbine is calculated from the formula
  • the rotor of a wind turbine is designed for an optimum 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 principle of a variable-speed wind turbine according to the prior art with an electric drive with a permanent-magnet synchronous generator and an IGBT frequency converter, which are usually referred to as high-speed full converter systems.
  • a rotor 1 of the wind turbine mounted on a drive shaft 2 sits for a main gear 3, drives the main gear 3 at.
  • the main transmission 3 is a 3-stage transmission with two planetary stages and a spur gear.
  • an emergency brake 4 and a clutch 5 Between the main transmission 3 and the generator 6 are an emergency brake 4 and a clutch 5.
  • the generator 6 - preferably a permanent magnet synchronous generator - is connected via a frequency converter 7 and a transformer 8 to a medium voltage network 9.
  • Fig. 2 shows a possible principle of a differential system for a variable speed wind turbine.
  • the rotor 1 of the wind turbine which sits on the drive shaft 2 for the main transmission 3, drives the main gear 3 at.
  • the main transmission 3 is a 3-stage transmission with two planetary stages and a spur gear.
  • Between main gear 3 and generator 13 is a differential stage 4, which is driven by the main gear 3 via a planet carrier 10 of the differential stage 4.
  • the generator 13 - preferably a foreign-excited synchronous generator, which may also have a rated voltage greater than 20kV if necessary - is connected to a ring gear 1 1 of the differential stage 4 and is driven by this.
  • a pinion 12 of the differential stage 4 is connected to a differential drive 14.
  • the speed of the differential drive 14 is controlled to one hand, to ensure a constant speed of the generator 13 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 15 in the form of a spur gear between differential stage 4 and differential drive 14.
  • the differential stage 4 and the adjustment gear 15 thus form the 2-stage differential gear.
  • the differential drive 14 is a three-phase machine, which is connected via a frequency converter 16 and a transformer 17 to the medium-voltage network 9.
  • Both the generator 6 according to FIG. 1 and the differential drive 14 according to FIG. 2 are preferably permanent-magnet synchronous machines, but the differential drive 14 can be dimensioned substantially smaller than the generator 6. The same applies mutatis mutandis to the frequency converter of both systems.
  • the power of the differential drive 14 is substantially proportional to the product of percent deviation of the rotor speed from its base speed (usually referred to as "slip") times rotor power Accordingly, a large speed range generally requires a correspondingly large dimensioning of the differential drive 14.
  • Fig. 3 shows the above-mentioned redundant structure of a variable-speed electric machine.
  • the permanent-magnet synchronous machine 18 which may be either the generator 6 of Fig. 1 or the differential drive 14 of Fig. 2, with two electrically separate windings, usually three-phase windings executed.
  • Permanent magnets are used in the rotor. It may be advantageous to perform the electric machine not as an inner rotor but as an external rotor, in which case the stator, the permanent magnets and the rotor has the parallel windings.
  • this synchronous machine 18 Connected to this synchronous machine 18 are two parallel IGBT full bridges 19, which are independently controllable by a controller and each provided with capacitors 20 and are connected to a DC link 23 via DC fuses 21.
  • the DC fuses 21 are recommended inasmuch as in a short circuit in a frequency converter output stage 22 of the DC link is not also shorted and thus further operation of the system is impossible.
  • These frequency converter output stages 22, essentially consisting essentially of controlled IGBT full bridges 19, controllers, capacitors 20, current measurement and DC fuses 21, can be connected to the required busbar / cabling on a common carrier plate, which at the same time connects a part of the heat sink or with this is to be mounted.
  • the cooling in particular of the IGBTs is preferably a water cooling, but can also be designed as air cooling. Said support plate is preferably guided and secured in slide rails. If, in addition, the external power and coolant connections are generally or only partially pluggable, faulty frequency converter output stages 22 can be changed quickly and easily in the event of a fault.
  • the DC intermediate circuit 23 is the connecting element for the individual frequency converter output stages 22.
  • a so-called brake chopper 24 with resistors is preferably also connected here. This brake chopper 24 can be used at e.g. Power failure also destroy excess energy.
  • This energy store 25 preferably consists essentially of supercaps connected to the DC intermediate circuit 23. To make the voltage level for the operating range of these supercaps optimal or flexible, they can via DC / DC converter to the DC intermediate circuit 23 be connected.
  • the energy storage 25 may also take over the function of the brake chopper 24 under certain circumstances.
  • the same frequency converter output stages 22 are preferably used.
  • these frequency converter output stages 22 have different functions to be fulfilled on the network side than the machine-side frequency converter output stages described above.
  • the machine-side frequency converter output stages 22 operate as controlled rectifier modules and the network-side frequency converter output stages 22 as so-called active grid feed modules (inverters).
  • the frequency converter output stages 22 are preferably able to perform both functions, only the controller software must be able to support the required functions accordingly.
  • LCL filter 27 In order for the line-side frequency converter output stages 22 to meet the power quality criteria required by the grid operator, a so-called LCL filter 27 is to be provided. For redundancy reasons, this can be carried out separately for each line-side frequency converter output stage 22. The same applies to fuses 28 and circuit breaker 29. Alternatively, LCL filters 27, fuses 28, and power switches 29 can be easily implemented. However, there is no redundancy for these components. In addition, the line-side IGBT full bridges would have to be controlled in parallel, which often leads to unpleasant balancing currents between the frequency converter output stages 22 in practice and thus makes not insignificant power reductions necessary.
  • the embodiment in Fig. 3 shows two parallel power strings each having a winding of the electric machine 18 and a machine side, i. generator side, and a network-side frequency converter output stage 22, an LCL filter 27, a fuse 28 and a power switch 29. But it can also be realized a higher number of parallel power lines.
  • the number of winding types of the synchronous machine 18 should not be smaller than the number of the machine-side frequency converter output stages 22 in order to avoid the problem already described above of the IGBT full bridges which are then to be controlled in parallel.
  • the number of frequency converter output stages 22 is higher on the line side than on the machine side.
  • the problem of total failure of the power generation plant at e.g. IGBT failure is not completely solved by the redundant design of the frequency converter. If there is a short circuit in the winding or a short circuit in the winding due to a short circuit in one of the machine-side IGBT full bridges, the synchronous machines generate a large braking torque whose size depends on the design of the machines. Thus, in the example according to FIG. 3, one power train would drive, but the other power train would brake and further operation of the system would only be possible with difficulty. In the event of a short circuit in one of the frequency converter output stages 22, the short-circuited frequency converter output stage 22 could also be disconnected from the connected winding of the generator via a fuse or a circuit breaker.
  • a large field weakening range can be realized if a) the magnetic flux linkage between rotor and stator has a high asymmetry between the longitudinal and transverse axes and / or b) the leakage inductance in the stator is large (large longitudinal inductance).
  • Both of the above properties can be characterized by constructive measures and thereby an increased field weakening range (up to 3 times the rated speed) with operationally sufficient torque (up to 0.4 times the rated torque) can be achieved.
  • High leakage inductances are preferably achieved by the use of single-tooth windings with asymmetrical groove / pole pair ratio.
  • the single-tooth winding which makes it possible to produce motors with a small footprint and high efficiency, is characterized in that each winding coil encloses exactly one stator tooth. By comparison, in a distributed winding, each winding coil always encloses several stator teeth.
  • the single-tooth winding can be designed as a single-layer or two-layer winding.
  • FIG. 4 shows by way of example a stator 31 developed into the plane of the drawing with a two-layer single-toothed winding 33 with nine slots 32 and a rotor 36 with four permanent-magnet pole pairs 35. Stand 31 and rotor 36 are separated by the air gap 34.
  • the spatial sequence of the three-phase winding (U, V, W) would be based on FIG. 4: Ua, Ub, Va , Vb, Wa, Wb.
  • the stray inductance can be increased by narrowed slot slots.
  • a typical stator slot shape 37 is shown as used in distributed windings.
  • the wide slot slot 40 is closed with a slot wedge 39.
  • a possible stator groove shape 38 is shown as it can be used in Einstattwicklept.
  • the slot slot 41 is narrowed and does not necessarily have to be closed by a slot key 40, as shown in FIG. 5a. Narrowly narrowed slot slots are relatively easy with single-tooth windings, since the windings are inserted in the groove longitudinal direction can be.
  • FIG. 6 is a schematic section of a developed in the plane of the rotor 36 with various structural arrangements the permanent magnets 35 are shown.
  • Fig. 6a) shows the magnets 35 constructed on the rotor 31
  • Fig. 6b) shows in the rotor 31 embedded magnets 35
  • Figs. 6c) and 6d) show in the rotor 31 embedded magnets 35th
  • a further reinforcement of the asymmetric flux linkage can be achieved by constructively set, so-called magnetic flux barriers.
  • the arrangement of the magnetic flux barrier 42 is shown by way of example.
  • the magnetic flux barriers 42 can be realized by inserting a magnetically non-conductive material or in the simplest case by a space produced by punching.
  • a permanent magnet synchronous machine equipped with electrically separated three-phase windings can continue to operate at partial load in the event of a fault (phase short circuit). It should be noted that the short-circuited winding generates a braking torque. This braking torque is much lower at high stray inductance (as described above).
  • Fig. 7 shows an example of the course of the resulting due to a winding short-circuit braking torque in% of the rated torque depending on the speed of the synchronous machine. It can be seen at about 20% of the rated speed a peak, which, however, skipped control technology at a speed increase or -reduction. can be passed quickly. In the other speed ranges, the torque settles at about 10% of the nominal torque.
  • the course of the braking torque shown here may differ more or less from the values shown with changed synchronous machine parameters.
  • the power generation system can largely continue to be operated with approximately 45% of the rated system torque.
  • the brake chopper 24 and / or the energy storage 25 then designed so that the excess energy can be stored.
  • the mentioned 50% of the rated torque is usually sufficient to prevent an overspeed of the differential drive, whereby the use of a mechanical brake is no longer required.
  • a further advantage of the single-tooth winding described above is that the error case (phase short circuit) is very unlikely, since the contact of different phases in a slot is very greatly reduced compared to the distributed winding (FIG. 4).
  • the single-layer single-layer winding there is no contact at all between different phases in a groove because only one winding (one phase) is ever laid in a groove.
  • the described embodiments are only an example and are preferably used in wind turbines, but are also feasible in technically similar applications. This concerns v.a. Hydroelectric power plants to exploit 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.

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Abstract

Ein drehzahlvariabler Generator (6, 14, 18) weist wenigstens eine elektrische Wicklung auf, die an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe (22) angeschlossen ist, wobei die Wicklung als Einzahnwicklung ausgeführt ist.

Description

Drehzahlvariabler Generator für eine Windkraftanlage und Verfahren
zum Betreiben dieses Generators
Die Erfindung betrifft einen drehzahlvariablen Generator mit wenigstens einer elektrischen Wicklung, die an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe angeschlossen ist sowie ein Differenzialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem mit einem Netz verbindbaren Generator und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine als Differenzial-Antrieb verbunden ist.
Die Erfindung betrifft des Weiteren ein Verfahren zum Betreiben eines drehzahlvariablen Generators. 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 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 Wartung bzw. Instandhaltung der Windkraftanlagen im Offshore-Bereich gewinnt hier die Verfügbarkeit der Anlagen eine besondere Bedeutung.
Allen Anlagen gemeinsam ist die Notwendigkeit einer variablen Rotordrehzahl, einerseits zur Erhöhung des aerodynamischen Wirkungsgrades im Teillastbereich und andererseits zur Regelung des Drehmomentes im Antriebsstrang der Windkraftanlage. Letzteres zum Zweck der Drehzahlregelung des Rotors in Kombination mit der Rotorblattverstellung. Derzeit sind daher Windkraftanlagen im Einsatz, welche diese Forderung durch Einsatz von drehzahlvariablen Generator-Lösungen zunehmend in der Form von sogenannten permanentmagneterregten Niederspannungs-Synchrongeneratoren in Kombination mit IGBT-Frequenzumrichtern erfüllen. Diese Lösung hat jedoch den Nachteil, dass (a) die Windkraftanlagen nur mittels Transformatoren an das Mittelspannungsnetz anschließbar sind und (b) die für die variable Drehzahl notwendigen Frequenzumrichter sehr leistungsstark und daher eine Quelle für Wirkungsgradverluste sind. Alternativ werden daher in letzter Zeit auch sogenannte Differenzialantriebe eingesetzt, welche direkt an das Mittelspannungsnetz angeschlossene fremderregte Mittelspannungs-Synchron- generatoren in Kombination mit einem Differenzialgetriebe und einem Hilfsantrieb, welcher vorzugsweise eine permanentmagneterregte Synchronmaschine in Kombination mit einem IGBT-Frequenzumrichter kleiner Leistung vorsieht, verwenden. Die AT 507 395 A zeigt ein Differenzialsystem mit einem elektrischen Servoantrieb mit einer permanentmagneterregten Synchronmaschine in Kombination mit einem IGBT- Frequenzumrichter. Die bei Energiegewinnungsanlagen, insbesondere Windkraftanlagen, geforderten Standzeiten von bis zu 180.000 Stunden werden von den eingesetzten IGBT Halbleiter- Modulen üblicherweise nicht erreicht. Dadurch sind, sofern kein planmäßiger Austausch dieser Module vorgesehen ist, Ausfälle der kompletten Anlage zu erwarten, welche die Verfügbarkeit der Anlagen entsprechend reduziert. Dies wird umso kritischer, je schlechter die Anlage für Wartungseinsätze erreichbar ist, was v.a. bei sogenannten Offshore-Installationen relevant ist.
Das beschriebene Problem dieser generatorisch betriebenen Energiegewinnungsanlagen kann durch den Einsatz von redundanten Frequenzumrichter-Endstufen gelöst werden, wobei im Falle des Kurzschlusses einer IGBT-Endstufe oder einer Wicklung ein unerwünschtes Bremsmoment entsteht.
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zu Grunde entsprechende Vorkehrungen zu treffen, damit der defekte Antriebsstrang kein oder nur ein vernachlässigbares Bremsmoment liefert.
Gelöst wird diese Aufgabe mit einem Generator mit den Merkmalen des Anspruchs 1 sowie mit einem Differenzialgetriebe mit den Merkmalen des Anspruchs 16. Gelöst wird diese Aufgabe des weiteren mit einem Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 17.
Die WO 2007/104550 A2 zeigt den elektromotorischen Teil eines Aufzugantriebs bestehend aus einem Rotor und einem Stator, wobei Wicklungen des Stators als Einzahnwicklungen ausgebildet sein können. Die einzelnen Spulen der Statorwicklung können parallel oder in Reihe zu einem Wicklungsstrang verschaltbar und an einen Umrichter angeschlossen sein. Die Verwendung einer derart aufgebauten elektrischen Maschine als Generator wird in der WO 2007/104550 A2 nicht beschrieben, ebenso wenig wie der von der vorliegenden Erfindung genutzte Effekt, dass durch den Einsatz einer Einzahnwicklung im Vergleich zu einer konventionellen, sogenannten verteilten Wicklung eine wesentlich höhere Streuinduktivität erreicht wird, wodurch sich im Falle eines Wicklungskurzschlusses oder IGBT-Kurzschlusses ein wesentlich kleineres Bremsmoment ergibt. Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche. Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme auf die angeschlossenen Zeichnungen detailliert beschrieben. Fig. 1 zeigt eine Windkraftanlage gemäß Stand der Technik mit einem elektrischen Antrieb bestehend aus permanenterregter Synchrongenerator und IGBT-Frequenz- umrichter,
Fig. 2 zeigt das Prinzip eines Differenzialgetriebes mit einem elektrischen Differenzial- Antrieb gemäß Stand der Technik,
Fig. 3 zeigt den redundanten Aufbau eines elektrischen Antriebes,
Fig. 4 zeigt den prinzipiellen Aufbau einer zweischichtigen Einzahnwicklung,
Fig. 5 zeigt verschiedene Ständer-Nutformen von Drehstrommaschinen,
Fig. 6 zeigt verschiedene konstruktive Anordnungen der Permanentmagnete von permanenterregten Drehstrommaschinen,
Fig. 7 zeigt beispielhaft den Verlauf des Bremsmomentes bei Wicklungskurzschluss des Stators einer permanenterregten Synchronmaschine mit Einzahnwicklung und eingebetteten Dauermagneten. Die Leistung des Rotors einer Windkraftanlage errechnet sich aus der Formel
Rotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Luftdichte/2 * Windgeschwindigkeit3 wobei der Leistungsbeiwert abhängig von der Schnelllaufzahl (= Verhältnis Blattspitzen- Geschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) des Rotors der Windkraftanlage ist. Der Rotor einer Windkraftanlage ist für einen optimalen Leistungsbeiwert basierend auf einer im Zuge der Entwicklung festzulegenden Schnelllaufzahl (meist ein Wert zwischen 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 das Prinzip einer drehzahlvariablen Windkraftanlage gemäß Stand der Technik mit einem elektrischen Antrieb mit einem permanenterregten Synchrongenerator und einem IGBT-Frequenzumrichter, welche meist als schnelllaufende Vollumrichter- Systeme bezeichnet werden. Ein Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf einer Antriebswelle 2 für ein Hauptgetriebe 3 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 3 an. Das Hauptgetriebe 3 ist ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe. Zwischen dem Hauptgetriebe 3 und dem Generator 6 befinden sich eine Notbremse 4 und eine Kupplung 5. Der Generator 6 - vorzugsweise ein permanentmagneterregter Synchrongenerator - ist über einen Frequenzumrichter 7 und einen Transformator 8 an ein Mittelspannungsnetz 9 angeschlossen.
Fig. 2 zeigt ein mögliches Prinzip eines Differenzialsystems für eine drehzahlvariable Windkraftanlage. Der Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf der Antriebswelle 2 für das Hauptgetriebe 3 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 3 an. Das Hauptgetriebe 3 ist ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe. Zwischen Hauptgetriebe 3 und Generator 13 befindet sich eine Differenzialstufe 4, welche vom Hauptgetriebe 3 über einen Planetenträger 10 der Differenzialstufe 4 angetrieben wird. Der Generator 13 - vorzugsweise ein fremderregter Synchrongenerator, der bei Bedarf auch eine Nennspannung größer 20kV haben kann - ist mit einem Hohlrad 1 1 der Differenzialstufe 4 verbunden und wird von diesem angetrieben. Ein Ritzel 12 der Differenzialstufe 4 ist mit einem Differenzial-Antrieb 14 verbunden. Die Drehzahl des Differenzial-Antriebes 14 wird geregelt, um einerseits bei variabler Drehzahl des Rotors 1 eine konstante Drehzahl des Generators 13 zu gewährleisten und andererseits das Drehmoment im kompletten Triebstrang der Windkraftanlage zu regeln. Um die Eingangsdrehzahl für den Differenzial- Antrieb 14 zu erhöhen wird im gezeigten Fall ein 2-stufiges Differenzialgetriebe gewählt, welches eine Anpassungs-Getriebestufe 15 in Form einer Stirnradstufe zwischen Differenzialstufe 4 und Differenzial-Antrieb 14 vorsieht. Die Differenzialstufe 4 und die Anpassungs-Getriebestufe 15 bilden somit das 2-stufige Differenzialgetriebe. Der Differenzial-Antrieb 14 ist eine Drehstrommaschine, welche über einen Frequenzumrichter 16 und einen Transformator 17 an das Mittelspannungsnetz 9 angeschlossen wird.
Sowohl der Generator 6 gemäß Fig. 1 als auch der Differenzial-Antrieb 14 gemäß Fig. 2 sind vorzugsweise permanenterregte Synchronmaschinen, wobei jedoch der Differenzial- Antrieb 14 wesentlich kleiner als der Generator 6 dimensioniert werden kann. Gleiches gilt sinngemäß für die Frequenzumrichter beider Systeme.
Die Leistung des Differenzial-Antriebes 14 ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus prozentueller Abweichung der Rotordrehzahl von dessen Grunddrehzahl (meist als „Schlupf" bezeichnet) mal Rotor-Leistung. Dementsprechend erfordert ein großer Drehzahlbereich grundsätzlich eine entsprechend große Dimensionierung des Differenzial-Antriebes 14. Eine Möglichkeit bei gleichbleibendem Schlupf des Differenzialsystems den Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage zu erweitern und somit den Energieertrag zu erhöhen, ist die Ausnutzung des sogenannten Feldschwächebereiches von z.B. einer permanentmagneterregten Synchron- Drehstrommaschine als elektrischer Differenzial-Antrieb 14.
Fig. 3 zeigt den eingangs erwähnten redundanten Aufbau einer drehzahlvariablen elektrischen Maschine. Beispielhaft ist hier die permanenterregte Synchronmaschine 18, die entweder der Generator 6 von Fig. 1 oder der Differenzial-Antrieb 14 von Fig. 2 sein kann, mit zwei elektrisch getrennten Wicklungen, in der Regel Drehstromwicklungen, ausgeführt. Im Rotor sind Permanentmagnete eingesetzt. Es kann vorteilhaft sein, die elektrische Maschine nicht als Innenläufer sondern als Außenläufer auszuführen, wobei dann der Stator die Permanentmagnete und der Rotor die parallelen Wicklungen aufweist.
Mit dieser Synchronmaschine 18 sind zwei parallele IGBT-Vollbrücken 19 verbunden, welche unabhängig voneinander mit einem Controller regelbar und jeweils mit Kondensatoren 20 versehen sind und über Gleichstromsicherungen 21 an einen Gleichstromzwischenkreis 23 angebunden werden. Die Gleichstromsicherungen 21 sind insofern empfehlenswert, damit bei einem Kurzschluss in einer Frequenzumrichter- Endstufe 22 der Gleichstrom-Zwischenkreis nicht ebenfalls kurzgeschlossen und damit ein weiterer Betrieb der Anlage unmöglich wird.
Diese Frequenzumrichter-Endstufen 22, im wesentlichen vorzugsweise bestehend aus gesteuerten IGBT-Vollbrücken 19, Controller, Kondensatoren 20, Strommessung und Gleichstromsicherungen 21 , können mit der erforderlichen Verschienung/Verkabelung auf einer gemeinsamen Trägerplatte, welche gleichzeitig ein Teil des Kühlkörpers bzw. mit diesem verbunden ist, montiert werden. Die Kühlung insbesondere der IGBTs ist vorzugsweise eine Wasserkühlung, kann aber auch als Luftkühlung ausgebildet werden. Die genannte Trägerplatte wird vorzugsweise in Gleitschienen geführt und befestigt. Führt man darüber hinaus die externen Strom- und Kühlmittelanschlüsse generell oder auch nur teilweise steckbar aus, so kann man defekte Frequenzumrichter-Endstufen 22 im Fehlerfall schnell und einfach wechseln. Der Gleichstromzwischenkreis 23 ist das Verbindungsglied für die einzelnen Frequenzumrichter-Endstufen 22. Zum Schutz des Frequenzumrichters gegen Überspannung wird hier vorzugsweise auch ein sogenannter Brems-Chopper 24 mit Widerständen angeschlossen. Dieser Brems-Chopper 24 kann bei z.B. Netzausfall auch überschüssige Energie vernichten.
Darüber hinaus ist für Energiegewinnungsanlagen mit Differenzialsystemen auch ein Energiespeicher 25 empfehlenswert. Dieser Energiespeicher 25 besteht vorzugsweise im Wesentlichen aus an den Gleichstromzwischenkreis 23 angeschlossenen Supercaps. Um das Spannungsniveau für den Betriebsbereich dieser Supercaps optimal bzw. flexibel zu gestalten, können diese via DC/DC-Wandler an den Gleichstromzwischenkreis 23 angeschlossen werden.
Abhängig von der Betriebsführung der Energiegewinnungsanlage kann der Energiespeicher 25 unter Umständen auch die Funktion des Brems-Choppers 24 übernehmen.
Überdimensioniert man die erwähnten Kondensatoren 20 in den Frequenzumrichter- Endstufen 22, so kann man damit im Idealfall auch den Energiespeicher 25 ersetzen. Zwischen Gleichstromzwischenkreis 23 und Netz 26 werden vorzugsweise die gleichen Frequenzumrichter-Endstufen 22 eingesetzt. Diese Frequenzumrichter-Endstufen 22 haben jedoch netzseitig andere Funktionen zu erfüllen als die oben beschriebenen maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen. Im Falle eines schnelllaufenden Vollumrichter-Systems gem. Fig. 1 arbeitet dieses vorwiegend generatorisch. Damit arbeiten die maschinenseitigen Frequenzumrichter- Endstufen 22 als gesteuerte Gleichrichtermodule und die netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 als sogenannte aktive Netzeinspeisemodule (Wechselrichter). Physisch sind die Frequenzumrichter-Endstufen 22 vorzugsweise in der Lage beide Funktionen zu erfüllen, lediglich die Controller-Software muss geeignet sein die geforderten Funktionen entsprechend zu unterstützen.
Im Falle eines Differenzial-Systems gem. Fig. 2 arbeitet dieses sowohl generatorisch als auch motorisch. Das heißt im motorischen Betrieb arbeiten die maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 als Wechselrichter zur Drehzahl/Drehmoment-Regelung und die netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 als Gleichrichtermodule. Dementsprechend ist eine geeignete Controller-Software erforderlich. Im generatorischen Betrieb arbeitet der Frequenzumrichter wie oben für die schnelllaufenden Vollumrichter- Systeme bereits beschrieben.
Zusammengefasst bedeutet dies für die Controller-Software der Frequenzumrichter- Endstufen 22, dass vorzugsweise sämtliche beschriebenen Funktionen auf der Controller- Hardware gespeichert sind, und automatisch entsprechend der geforderten Funktion abgerufen werden können. Dies kann von einer übergeordneten Steuerung vorgegeben bzw. koordiniert werden.
Damit die netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 die vom Netzbetreiber geforderten Stromqualitätskriterien erfüllen, ist ein sogenannter LCL-Filter 27 vorzusehen. Aus Redundanzgründen kann dieser für jede netzseitige Frequenzumrichter-Endstufe 22 separat ausgeführt werden. Gleiches gilt für Sicherungen 28 und Leistungsschalter 29. Alternativ können LCL-Filter 27, Sicherungen 28 und Leistungsschalter 29 einfach ausgeführt werden. Damit ist jedoch für diese Komponenten keine Redundanz vorhanden. Darüber hinaus müssten die netzseitigen IGBT-Vollbrücken parallel angesteuert werden, was in der Praxis oft zu unliebsamen Ausgleichsströmen zwischen den Frequenzumrichter-Endstufen 22 führt und damit nicht unwesentliche Leistungsabschläge erforderlich macht.
Das Ausführungsbeispiel in Fig. 3 zeigt zwei parallele Leistungsstränge mit jeweils einer Wicklung der elektrischen Maschine 18 und einer maschinenseitigen, d.h. generatorseitigen, und einer netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufe 22, einem LCL- Filter 27, einer Sicherung 28 und einem Leistungsschalter 29. Es kann aber auch eine höhere Anzahl von parallelen Leistungssträngen realisiert werden. Darüber hinaus ist es zwar sinnvoll jedoch nicht notwendig, die Zahl der Wicklungsausführungen der Synchronmaschine 18 gleich zu halten wie die Anzahl der maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22. Vorzugsweise wird jedoch die Anzahl der Wicklungsausführungen nicht kleiner als die Anzahl der maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 gewählt werden, um das oben bereits beschriebene Problem der dann parallel anzusteuernden IGBT-Vollbrücken zu vermeiden. Um erhöhten Anforderungen in Bezug auf ins Netz zu liefernden Blindstrom gerecht zu werden kann z.B. die Anzahl der Frequenzumrichter-Endstufen 22 netzseitig höher als maschinenseitig sein. Es mag aber auch aus verschiedenen Gründen sinnvoll sein maschinenseitig die Anzahl der Frequenzumrichter-Endstufen 22 höher zu wählen als netzseitig.
Das Problem des Totalausfalles der Energiegewinnungsanlage bei z.B. IGBT-Ausfall ist durch den redundanten Aufbau des Frequenzumrichters jedoch noch nicht vollständig gelöst. Bei Wicklungskurzschluss oder Kurzschluss der Wicklung durch Kurzschluss in einem der maschinenseitigen IGBT-Vollbrücken, entsteht bei den Synchronmaschinen ein großes Bremsmoment, dessen Größe von der Ausführung der Maschinen abhängig ist. Damit würde im Beispiel gemäß Fig. 3 ein Leistungsstrang antreiben, der andere Leistungsstrang würde jedoch bremsen und ein weiterer Betrieb der Anlage wäre nur schlecht möglich. Bei einem Kurzschluss in einer der Frequenzumrichter-Endstufen 22 könnte die kurzgeschlossene Frequenzumrichter-Endstufe 22 auch über eine Sicherung oder einen Leistungsschalter von der angeschlossenen Wicklung des Generators getrennt werden.
Bei permanentmagneterregten Synchronmaschinen kann ein großer Feldschwächebereich realisiert werden, wenn a) die magnetische Flussverkettung zwischen Rotor und Ständer eine hohe Asymmetrie zwischen Längs- und Querachse aufweist und/oder b) die Streuinduktivität im Ständer groß ist (große Längsinduktivität).
Beide oben genannten Eigenschaften können durch konstruktive Maßnahmen ausgeprägt werden und dadurch ein vergrößerter Feldschwächebereich (bis 3-fache Nenndrehzahl) bei betrieblich ausreichendem Drehmoment (bis 0,4-faches Nennmoment) erreicht werden.
Hohe Streuinduktivitäten erreicht man vorzugsweise durch die Verwendung von Einzahnwicklungen mit unsymmetrischem Nut/Polpaar - Verhältnis.
Die Einzahnwicklung, welche es ermöglicht Motoren mit geringem Platzbedarf und hohem Wirkungsgrad herzustellen, ist dadurch gekennzeichnet, dass jede Wicklungsspule genau einen Ständer-Zahn umschließt. Im Vergleich dazu umschließt bei einer verteilten Wicklung jede Wicklungsspule immer mehrere Ständer-Zähne. Die Einzahnwicklung kann als Einschicht- oder Zweischichtwicklung ausgeführt werden. In Fig. 4 sind beispielhaft ein in die Zeichenebene abgewickelter Ständer 31 mit einer zweischichtigen Einzahnwicklung 33 mit neun Nuten 32 und ein Rotor 36 mit vier Permanentmagnet-Polpaaren 35 dargestellt. Ständer 31 und Rotor 36 sind durch den Luftspalt 34 getrennt.
Bei zwei elektrisch getrennten Wicklungssystemen (die erste Wicklung hat z.B. den Index a und die zweite Wicklung hat z.B. den Index b) wäre beispielhaft die räumliche Reihenfolge der Drehstromwicklung (U, V, W) in Anlehnung an Fig. 4: Ua, Ub, Va, Vb, Wa, Wb.
Für die Anzahl q der Nuten pro Pol (2*p) und Phase (m) gilt allgemein die Beziehung q=Q/(2*p*m) wobei Q die Gesamtanzahl der Ständer-Nuten ist. q wird auch als Lochzahl bezeichnet. Abhängig vom Verhältnis Q/(2*p*m) entsteht eine unsymmetrische Flussverkettung zwischen Rotor und Ständer. Für die in Fig. 4 beispielhaft dargestellte zweischichtige Einzahnwicklung gilt somit Q = 9 und 2*p = 8. Bei einem 3-Phasensystem ist m = 3 und dadurch ergibt sich q=3/8.
Verstärkt kann die Streuinduktivität durch verengte Nutschlitze werden. In Fig. 5a) ist eine typische Ständer-Nutform 37 dargestellt wie sie bei verteilten Wicklungen verwendet wird. Der breite Nutschlitz 40 wird mit einem Nutkeil 39 abgeschlossen. In Fig. 5b) ist eine mögliche Ständer-Nutform 38 dargestellt wie sie bei Einzahnwicklungen verwendet werden kann. Der Nutschlitz 41 ist verengt und muss nicht zwingend durch einen Nutkeil 40, wie in Fig. 5a gezeigt, abgeschlossen werden. Stark verengte Nutschlitze sind bei Einzahnwicklungen relativ problemlos, da die Wicklungen in Nutlängsrichtung eingebracht werden können.
Eine asymmetrische Flussverkettung zwischen Rotor 36 und Ständer 31 erreicht man auch durch in den Rotor 36 eingelassene bzw. noch stärker durch in den Rotor 36 eingebettete Permanentmagnete 35. In Fig. 6 ist schematisch ein Ausschnitt eines in die Zeichenebene abgewickelten Rotors 36 mit verschiedenen konstruktiven Anordnungen der Permanentmagnete 35 dargestellt. Fig. 6a) zeigt die Magnete 35 auf den Rotor 31 aufgebaut, Fig. 6b) zeigt in den Rotor 31 eingelassene Magnete 35 und die Fig. 6c) und 6d) zeigen in den Rotor 31 eingebettete Magnete 35.
Eine weitere Verstärkung der asymmetrischen Flussverkettung erreicht man durch konstruktiv geeignet gesetzte, sogenannte magnetische Flusssperren. In Fig. 6d) ist beispielhaft die Anordnung der magnetischen Flusssperre 42 gezeigt. Die magnetischen Flusssperren 42 können durch Einsetzen eines magnetisch nicht leitenden Materials oder im einfachsten Fall durch einen durch Ausstanzung erzeugten Leerraum realisiert werden.
Eine permanentmagneterregte Synchronmaschine die mit elektrisch getrennten Drehstromwicklungen ausgerüstet ist, kann im Fehlerfall (Phasenkurzschluss) mit Teillast weiter betrieben werden. Zu beachten ist dabei, dass die kurzgeschlossene Wicklung ein Bremsmoment erzeugt. Dieses Bremsmoment ist bei hoher Streuinduktivität (wie oben beschrieben) wesentlich geringer.
Fig. 7 zeigt beispielhaft den Verlauf des durch einen Wicklungskurzschluss entstehenden Bremsmomentes in % des Nenn-Drehmomentes abhängig von der Drehzahl der Synchronmaschine. Dabei ist bei etwa 20% der Nenndrehzahl eine Spitze zu erkennen, welche jedoch bei einer Drehzahlerhöhung oder -Verringerung regelungstechnisch übersprungen d.h. schnell durchfahren werden kann. In den übrigen Drehzahlbereichen pendelt sich das Drehmoment bei etwa 10% des Nenn-Drehmomentes ein. Der hier gezeigte Verlauf des Bremsmomentes kann bei geänderten Synchronmaschinen- Parametern mehr oder weniger von den gezeigten Werten abweichen.
Geht man im gezeigten Beispiel von einer Anlagenkonfiguration mit zwei parallelen Frequenzumrichter-Endstufen aus, so kann die Energiegewinnungsanlage großteils mit ca. 45% des Anlagen-Nenn-Drehmomentes weiter betrieben werden.
Da z.B. Windkraftanlagen über große Zeitabschnitte im Teillastbereich betrieben werden, gibt es einen Energieertragsverlust nur im Betriebsbereich mit mehr als 45% des Nenn- Drehmomentes. Hier kann man Anpassungen vornehmen um teilweise mit erhöhter Betriebsdrehzahl bei in diesem Fall auf 45% eingeschränktem Drehmoment vorübergehend eine höhere Abgabeleistung zu erzielen. Bei einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit in Nabenhöhe von 7,5m/s mit Rayleigh-Verteilung (dies deckt einen Großteil der weltweit kommerziell verwertbaren Windgebiete ab) ist dabei statistisch der Energieertragsverlust nur etwa 1 /3 des bei voll funktionstüchtiger Anlage erzielbaren Energieertrags.
Grundsätzlich ist es bei der Erfindung denkbar, das System insoweit zu überdimensionieren, als einer oder mehrere zusätzliche Leistungsstränge vorgesehen werden, wodurch mehr als 100% der im Normalbetrieb erforderlichen Leistung durch die Summe aller Leistungsstränge zur Verfügung gestellt werden. In dem Fall, dass ein Leistungsstrang ausfällt, kann dessen Leistung von einem bisher nicht genutzten Leistungsstrang übernommen oder auf die im Normalbetrieb nicht voll ausgenutzten anderen Leistungsstränge verteilt werden. Dies ist insbesondere dann von Vorteil, wenn der Generator der Differenzialantrieb der Energiegewinnungsanlage ist, da die Leistungsstränge in diesem Fall relativ klein dimensioniert werden können und daher günstig sind.
Bei der Auslegung von Differential-Antrieben sind jedoch noch weitere wichtige Sonderfälle zu betrachten. So kann zum Beispiel ein Ausfall des Differential-Antriebes schwerwiegende Schäden nach sich ziehen. Ein Beispiel ist ein erzwungener Not-Stop der Energiegewinnungsanlage bei Nennbetrieb. Dadurch wird gleichzeitig der Generator vom Netz getrennt und das übertragbare Drehmoment im Triebstrang geht schlagartig gegen Null. Die Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage wird in diesem Fall vorzugsweise durch ein schnelles Verstellen der Rotorblattverstellung ebenfalls sehr schnell gegen eine Drehzahl gleich Null geregelt. Aufgrund der relativ hohen Massenträgheit des Generators wird dieser jedoch nur langsam seine Drehzahl verringern. Dadurch ist, sofern der Differential-Antrieb nicht ohne Verzögerung sein Drehmoment zumindest teilweise aufrecht erhalten kann, eine Überdrehzahl des Differential-Antriebes unvermeidbar. Aus diesem Grund ist z.B. beim Einsatz von hydrostatischen Differential-Antrieben eine mechanische Bremse vorgesehen, welche bei Ausfall des Differential-Antriebes für den Triebstrang schädigende Überdrehzahlen verhindert. Die WO2004/109157 A1 zeigt zu diesem Zweck eine mechanische Bremse, welche direkt auf die Generatorwelle wirkt und damit den Generator entsprechend abbremsen kann.
Durch die in Fig. 3 gezeigte redundante Ausführung der Wicklung der Synchronmaschine 18 und der Frequenzumrichter-Endstufen 22 ist bei Ausfall einer Endstufe noch immer zumindest 50% des Nenn-Drehmomentes als Bremsmoment vorhanden, welches kurzzeitig entsprechend der thermischen Auslegung auch überschritten werden darf. Hierbei hilft zusätzlich eine allfällige Reduktion der IGBT-Taktfrequenz. Vorzugsweise sind der Brems-Chopper 24 und/oder der Energiespeicher 25 dann so auszulegen, dass die überschüssige Energie gespeichert werden kann. Die genannten 50% des Nenn- Drehmomentes reichen in der Regel aus, eine Überdrehzahl des Differenzial-Antriebes zu verhindern, womit der Einsatz einer mechanischen Bremse nicht mehr erforderlich ist.
Ein weiterer Vorteil der oben beschriebenen Einzahnwicklung ist, dass der Fehlerfall (Phasenkurzschluss) sehr unwahrscheinlich ist, da der Kontakt verschiedener Phasen in einer Nut gegenüber der verteilten Wicklung sehr stark reduziert ist (Fig. 4). Bei der einschichtigen Einzahnwicklung gibt es überhaupt keinen Kontakt verschiedener Phasen in einer Nut da immer nur eine Wicklung (eine Phase) in eine Nut verlegt wird.
Die beschriebenen Ausführungsformen sind nur ein Beispiele und kommen bevorzugt bei Windkraftanlagen zum Einsatz, sind bei technisch ähnlichen Anwendungen aber 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.

Claims

Ansprüche:
1 . Drehzahlvariabler Generator (6, 14, 18) mit wenigstens einer elektrischen Wicklung, die an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe (22) angeschlossen ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Wicklung als Einzahnwicklung ausgeführt ist.
2. Generator nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass er ein unsymmetrisches Nut/Polpaar - Verhältnis aufweist.
3. Generator nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass zwei elektrisch getrennte Wicklungen vorhanden sind, von denen jede an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe (22) angeschlossen ist.
4. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 3, gekennzeichnet durch wenigstens zwei netzseitige Frequenzumrichter-Endstufen (22).
5. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator (6, 14, 18) eine permanentmagneterregte Synchronmaschine ist.
6. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Einzahnwicklung am Rotor des Generators (6, 14, 18) angeordnet ist.
7. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Einzahnwicklung am Stator des Generators (6, 14, 18) angeordnet ist.
8. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Frequenzumrichter-Endstufen (22) IGBT- Vollbrücken (19) aufweisen.
9. Generator (6, 14, 18) nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen den IGBT- Vollbrücken (19) und einem Gleichstromzwischenkreis (23) Sicherungen (21 ) angeordnet sind.
10. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Frequenzumrichter-Endstufen (22) IGBT-Vollbrücken (19), Kondensatoren (20), Controller, und Sicherungen (21 ) aufweisen, welche gemeinsam auf einer Trägerplatte mit einem Kühlkörper montiert sind.
1 1 . Generator (6, 14, 18) nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Verbindung zwischen den Frequenzumrichter-Endstufen (22) und dem Gleichstromzwischenkreis (23) steckbar ist.
12. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 5 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die permanentmagneterregte Synchronmaschine eingebettete Permanentmagnete aufweist.
13. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen einer Wicklung und einer daran angeschlossenen Frequenzumrichter-Endstufe (22) eine Sicherung oder ein Leistungsschalter angeordnet ist.
14. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass einer oder mehrere zusätzliche Leistungsstränge vorgesehen sind, wodurch mehr als 100% der im Normalbetrieb erforderlichen
Leistung durch die Summe aller Leistungsstränge zur Verfügung gestellt werden kann.
15. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Anzahl der generatorseitig vorgesehenen Frequenzumrichter-Endstufen (22) und der netzseitig vorgesehenen Frequenzumrichter-Endstufen (22) unterschiedlich ist.
16. Differenzialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle (2) der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem mit einem Netz (9) verbindbaren Generator (13) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine als Differenzial-Antrieb (14) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine ein drehzahlvariabler Generator (14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 15 ist.
17. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer Antriebswelle (2), einem mit einem Netz (9) verbindbaren Generator (13) und mit einem Differenzialgetriebe mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der Antriebswelle (2), ein Abtrieb mit dem Generator (13) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine als Differenzial-Antrieb (14) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine ein drehzahlvariabler Generator (14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 15 ist. 18. Verfahren zum Betreiben eines drehzahlvariablen Generators (6, 14,
18) nach einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass der Betrieb aufrecht erhalten wird, wenn in einer Wicklung oder einer daran angeschlossenen generatorseitigen Frequenzumrichter-Endstufe (22) ein Kurzschluss auftritt.
19. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass bei einem Kurzschluss in einer Wicklung oder einer generatorseitigen Frequenzumrichter- Endstufe (22) der Bereich, in dem durch den Kurzschluss eine Bremsmomentspitze im Generator (14, 18) auftritt, der Drehzahlbereich um die Bremsmomentspitze vermieden oder möglichst rasch durchfahren wird.
20. Verfahren nach Anspruch 18 oder 19, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator (14, 18) als Bremse verwendet wird.
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