WO2018215472A1 - Verfahren und vorrichtung zum regeln des betriebes eines triebstranges - Google Patents

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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the invention relates to a method for controlling the operation of a drive train of a system, in particular a
  • Energy recovery plant with a rotor, with an electrical machine connected to a network, and with an acting on the drive train between the rotor and electric machine electromagnetic brake as a service brake.
  • the invention further relates to a drive train, in particular a power generation plant, with a rotor, with an electrical machine connected to a network and with an acting on the drive train between the rotor and electric machine electromagnetic brake as
  • the intermediate circuit of the full converter is connected to a large windmill so that a load can be maintained on the rotor of a wind turbine and, among other things, a rapid adjustment of the rotor blades can be avoided.
  • Rotor blades would be necessary in case of rapid loss of load in order to avoid an overspeed of the rotor, but would lead to a correspondingly large change in the rotor thrust, and thus heavily load the entire system. Similar problems can also occur in energy production plants, such as hydropower plants, by, for example
  • Hydropower plants systems for obtaining electrical energy from ocean currents, and drives for working machines, such as e.g. Rolling mills, compressors and pumps applicable, and these are therefore also included within the scope of the invention.
  • stator of the generator in these cases (for example, in a network error) can no longer deliver power to the network.
  • Double-fed three-phase machines have problems similar to those of differential systems, namely that the stator of the generator, e.g. in case of network errors, can no longer deliver power to the network. Applications in combination with double-fed three-phase machines are thus also included within the scope of the invention.
  • the period should be shortened until the service brake reaches its nominal braking torque to a load on the rotor of a wind turbine in case of disturbances that cause a
  • the time period until reaching the rated torque of an eddy current brake can be shortened as a service brake by the service brake with a
  • FIG. 1 shows a drive train according to the invention
  • FIG. 3 shows a further embodiment of the invention
  • FIG. 4 shows an alternative protection device to the
  • FIG. 5 shows a drive train of a wind turbine with a
  • the rotor of a wind turbine has one or more, usually rotatably mounted about its longitudinal axis, rotor blades.
  • Power consumption of the system is proportional to the cube of the wind speed.
  • the thrust on the system is proportional to the square of the wind speed. Both, however, additionally depends i.a. from the rotor blade rotational position. Consequently, thrust and power go in
  • Rotor blades are rotated in the direction of feathering.
  • Fig. 1 shows a drive train according to the invention
  • Differential stage 3 or 11 to 13 a matching gear 4, an electric differential drive 6 and a
  • a rotor 1 of the wind turbine which sits on a drive shaft 9, drives a main gear 2 at.
  • the main transmission 2 is for example a 3-stage transmission with two planetary stages and a spur gear, which the input speed to the drive shaft 9 in
  • a (e) gear (stage) can be integrated between the differential stage 3 and the generator 8.
  • the speed or the torque of the differential drive 6 is controlled to ensure a variable speed of the rotor 1, a constant speed of the generator 8, and on the other hand to regulate the torque in the complete drive train of the wind turbine.
  • Differential drive 6 a (not shown) emergency brake, a (also not shown) coupling, the generator 8 and a service brake 14, the essential components of a drive train of a wind turbine.
  • Energy recovery plants such as Installations for the production of energy from ocean currents or hydropower turbines, or drives for working machines, such as e.g. Rolling mills,
  • Compressors or pumps, the drivetrain can be similar
  • Main gear 2 is not included or may include other and / or additional components.
  • the pinion 11 is connected to the differential drive 6 [D], the planet carrier 12 to the rotor 1 [R] and the ring gear 13 to the generator 8 [G].
  • the power flow goes in the main branch of the drive train from
  • Operational braking system for driving a work machine, e.g. a pump, a rolling mill, etc., the power flows described above rotate accordingly, or the designated in Fig. 1 rotor 1 is then the rotor of a pump, a roller, etc.
  • a matching gear 4 is arranged in the form of a spur gear between the differential stage 3 and the differential drive 6.
  • the adjustment gear 4 may alternatively consist of several gear stages, or, for example, as
  • Bevel gear or planetary gear or as a combination various transmission types eg spur gear stage (s) and / or bevel gear stage (s) and / or planetary gear stage (s) and / or (continuously variable) gearboxes
  • various transmission types eg spur gear stage (s) and / or bevel gear stage (s) and / or planetary gear stage (s) and / or (continuously variable) gearboxes
  • Differential drive 6 is preferably a three-phase machine, which via the AC converter 7 and a
  • Transformer 5 is connected in parallel to the generator 8 to a network 10.
  • Adjusting gear 4 and / or the differential drive 6 and / or the AC converter 7 are also redundant (i.e., two or more units in parallel) are executed.
  • Strings of the differential drive are chosen so that even in case of failure, e.g. sufficient power is still available in a train, e.g. a rated power operation of
  • a servo brake 15 can be implemented.
  • the torque on the rotor 1 is determined by the upcoming
  • the ratio between the torques on the drive shaft 9, the generator 8 and the differential drive 6 is constant, allowing the torque in the drive train through the differential drive 6 can be regulated.
  • the power consumption of the differential drive 6 is in
  • the base speed is that speed of the rotor 1, wherein the
  • Differential drive 6 stands still, i. has a speed equal to zero. Accordingly, a large speed range for the rotor 1 basically requires a correspondingly large
  • the rotor blades are individually adjustable in most cases. This creates a
  • Emergency brake which acts in most cases on the high-speed output shaft of the main transmission 2, and which can also be designed only as a holding brake (for example, for maintenance).
  • the emergency brake is in most cases a non-positive device, e.g. a disc brake.
  • the generator 8 and the AC converter 7 can give no or only a part of the power train pending power in the network 10 and from this relate and there is a power dip in the drive train.
  • Network error is a chosen collective term for e.g.
  • Mains voltage fault mains voltage dip or
  • Torque constant during a brief drop in mains voltage it is sufficient to maintain the torque present at the time of the network fault only to an extent in order to prevent an overspeed of the rotor 1 at comparatively slow rotor blade adjustment, or to avoid or limit a torque shock in the drive train, thereby no special load Generate peaks.
  • the nominal braking torque of the service brake 14 may then be less or even substantially less than the rated torque of the drive train. This applies
  • the service brake can also be combined with an emergency brake. That in case of a
  • Eddy current brake as a service brake can e.g. a
  • Rotor disc are used for both the service brake and the emergency brake together.
  • two rotor disks are rotatably connected to the drive train, and between the rotor disks is a non-rotatable stator with a coil carrier and
  • an alternative embodiment consists of only one rotor disk, which is energized on both sides by coils.
  • the coils are subjected to voltage / current, thereby generating magnetic fields which are closed by the rotor disks.
  • Magnetic fields are in opposite directions and thereby generate a speed-dependent braking effect.
  • the resulting heat is e.g. discharged through the preferably self-or externally ventilated rotor discs.
  • the eddy current brake may be designed (e.g., by a correspondingly large mass of rotor disks) or
  • Another alternative with respect to heat management of an eddy current brake is, for example, the power generation plant when needed (eg at overheating of the service brake)
  • the braking torque of the eddy current brake is directly linked to the exciter field generated by the coils.
  • Excitation field in turn is generated by the excitation current flowing through the coils. If it is necessary to build up the excitation field as quickly as possible, this means that the exciter current must be brought to a nominal value in the shortest possible time. Since the inductance of the magnetic circuit counteracts this increase, it is possible according to the invention to achieve an acceleration by increasing the voltage, in particular at the beginning of the braking process, and then reducing it back to the nominal value (nominal value). This task is preferably performed by a control device 20 (FIG. 2). According to the invention, it is only necessary to ensure that sufficient supply voltage is available.
  • the braking torque can be adjusted or optimized in a simple manner depending on the operating state of the system, or adapted to the desired or necessary course of a braking maneuver.
  • the drive train according to FIG. 1 preferably provides such a service brake 14 in combination with an emergency brake, which is attached to the generator 8, for example.
  • the service brake 14 and the emergency brake can also be designed separately from one another according to the invention.
  • Service brake 14 can be positioned according to the invention at any other point of the drive train. Likewise, the place where the emergency brake is located, in the context of
  • the service brake 14 in the form of an electromechanical
  • Retarders is preferably with an electric
  • Energy storage e.g., in the form of capacitors or
  • control device 20 can be eliminated and the service brake 14 directly connected to a voltage source, e.g. the electrical energy storage to be connected.
  • the electromechanical retarder can also be supplied from the DC voltage intermediate circuit of the AC converter 7.
  • the already mentioned control device 20 receives as
  • the controller 20 includes a current regulator, which when needed or at the beginning of a large
  • Coil current (this corresponds to the braking torque) is proportional to the integral of the voltage, which is above the
  • Eddy current brake as service brake 14 can be shortened according to the invention by the control unit 20 for a
  • Exciter voltage is designed and this provides, which is in particular (ie not mandatory) ⁇ 50%, preferably ⁇ 100% and more preferably ⁇ 150% above an excitation voltage, which is required to produce a Nennerregerstrom in the coils, in which at the service brake 14 (im
  • Nennbremsmoment preferably corresponds approximately to a torque at which the rotor disk or the rotor disks of the Eddy current brake a design-specific saturation
  • the controller 20 may be electronic, continuous or
  • the service brake 14 can be used according to the invention even in strong gusts of wind, thereby also to prevent rapid adjustment of the rotor blades - even if there is no power dip in the drive train.
  • the use of this measure is preferably limited to large wind speed increases or resulting large rotor speed increases (increases over a freely adjustable threshold). With this measure, you can preferably the reaction time of the brake system (service brake 14) or
  • Wind gusts by measuring plant loads such as mechanical stress (e.g., bending moment (s) on the rotor blade, machine frame, tower, etc.) by a measuring / monitoring device 47 (as shown in Figures 2, 3).
  • mechanical stress e.g., bending moment (s) on the rotor blade, machine frame, tower, etc.
  • Differential drive 6 operates in the field weakening range and on the other hand, thereby reducing the available torque of the differential drive 6 by means of the service brake 14th
  • the generator 8 e.g. in a network error, no or only a part of the pending on the drive shaft 9 power into the network 10 feed.
  • the driving rotor 1 of the system would eventually cause the generator 8 to tilt. That is, the generator 8 would be out of sync with the network 10 at power recovery.
  • the generator 8 can be equipped with a so-called damper winding.
  • Variable speed systems are subject to high dynamic loads and are difficult to set up due to the variable excitation caused by torsional vibrations. That's why eg the torque in the drive train of a
  • Rotor disc (s) changed, there is a corresponding, desired damping effect.
  • System control is a
  • Mains return is substantially in phase with the network 10. That is, the differential drive 6 and the associated AC inverter 7 must ensure that the generator 8 is substantially in phase with the grid 10 as soon as the grid 10 reaches a voltage level above which the generator no longer tilts.
  • the already mentioned damper winding in the generator 8 can be provided as an optional safety measure, or is then a comparatively larger phase angle deviation between the network 10 and generator 8 permissible.
  • the generator 8 is typically at a high drive torque and a line voltage, which is below a range of about 15% -25% of the rated voltage of the network 10th is lying, tipping tends. According to the invention, however, one of them can be by various constructive measures
  • the torque of the service brake 14 is preferably controlled so that immediately before the network failure in
  • This torque then substantially corresponds to the sum of the torque of the service brake 14 and a residual torque of the generator 8.
  • the residual torque is that torque that due to the
  • Residual voltage in the network 10 can still be realized.
  • Service brake 14 preferably controlled so that the sum of the braking torque of the service brake 14 and the residual torque of the generator 8 a immediately before the network failure in
  • Nominal torque of the drive train then from a certain extent of the voltage drop in the network 10, the torque present in the drive train immediately before the network fault can not be maintained.
  • the service brake 14 is then operated at its nominal braking torque, whereby the
  • a control unit 24 or regulates a
  • Plant control 23 (see description of FIG. 2) the
  • Electrolytic capacitors foil capacitors, see e.g. Pos. 40 in Fig. 2) store or can deliver.
  • DC link capacitors are used for damping or for
  • Reaction time of the service brake 14 can by their
  • the main function of the service brake 14 is to maintain a desired torque in the driveline.
  • Differential drive 6 is to keep the speed of the generator 8 substantially constant.
  • the speed control of the generator 8 is preferably carried out in this embodiment by a combination of the control of the braking torque of the differential drive 6 (or the second drive of the differential stage 3) and the control of the braking torque of the service brake fourteenth
  • the differential drive 6 is preferably operated only as a generator and / or load-free - i.
  • Differential drive 6 when needed, if necessary, only for a short time, as a drive (motor) to be operated.
  • a permanent-magnet or a third-excited synchronous machine is preferably a permanent-magnet or a third-excited synchronous machine as
  • Differential drive 6 used wherein during a Mains fault, the power supply for the excitation of the externally excited synchronous machine is preferably maintained (eg by means of emergency power supply in combination with the generator 8).
  • the advantage of a separately excited synchronous machine with respect to a permanent magnet synchronous machine is that the excitation in the so-called field weakening reduced and thus the voltage in the synchronous machine can be limited to preferably not damaging in the event of an error for the AC converter 7 level.
  • the voltage of the synchronous machine can be increased at low speeds by increased excitation of the synchronous machine.
  • Fig. 2 shows a preferred embodiment of the operating brake system according to the invention for a drive train of a
  • the current rotational speed (o ac t and / or the current phase angle (p act of the generator 8) are detected by a rotational speed sensor 19.
  • sensors such as encoders, resolvers, Hall sensors and the like can be used ensure the differential drive 6 with a preferably as low as possible
  • the AC voltage converter 7 shown in FIG. 1 is shown in more detail in FIG. 2 and consists of a motor-side converter 7 a connected to the differential drive 6 and a network-side converter 7 b connected to the network 10. If necessary, the rated voltage of the grid-side converter 7b by means of a transformer 5 to the
  • Engine side and Mains-side converter 7a, 7b are by means of a
  • DC intermediate circuit 16 is connected in a first concept, a so-called chopper 17.
  • the differential drive 6 can thus also drive the second drive of the differential stage 3 in the case of e.g. one
  • Mains fault or a non-active mains-side converter 7b brake or the differential drive 6 can be operated as a generator.
  • the motor-side converter 7a controls the braking torque of the differential drive 6 and the resistor R absorbs the resulting braking energy.
  • This preferably controllable Crowbar 18 preferably consists of a rectifier, an IGBT and a resistor R.
  • a major advantage of the Crowbars 18 with respect to the chopper 17 is that the differential drive 6 with the Crowbar 18 even in case of failure of the engine side
  • Inverter 7a can still be braked.
  • the two concepts can each two (parallel) or both concepts next to each other
  • both choppers or crowbars access a common resistance R. If you renounce in another,
  • Differential drive 6 is short-circuited.
  • a separate overvoltage protection for the motor-side converter 7a can also be used e.g. by using a
  • Operating speed> synchronous speed preferably reduces the excitation of the synchronous machine so far that no damage to the motor-side converter 7a voltage spikes occur.
  • Differential drive 6 are designed so that any occurring high speeds have no harmful effect.
  • the differential drive 6 can be separated from the second drive of the differential stage 3 (for example by means of a clutch) and thus prevent a (further) increase in the rotational speed of the differential drive 6.
  • the service brake 14 preferably begins to operate immediately. In response, however, the speed of the generator 8 would also change. To thereby not required at this time braking torque of the service brake 14
  • Mains-side converter 7b is the differential drive 6 now by means of chopper 17 and / or Crowbar 18 preferably so
  • Due to a usually better dynamic controllability and a faster reaction time is preferably a fine control of the speed of the generator 8 by the second drive of the differential stage 3 (differential drive 6) by means of chopper 17 and / or Crowbar 18, which is superimposed, for example, a coarse control by the service brake 14.
  • the rotational speed of the second drive of the differential stage 3 and the service brake 14 can also be controlled independently of each other.
  • the braking torque of the service brake 14 is essentially determined by the requirements of a power-saving control of the wind turbine as possible.
  • the rotor 1 of the wind power plant operates at a speed lower than its base speed, according to the invention it is at least initially possible to dispense with the service brake 14, e.g. in case of network failure, activate.
  • Torque at a low speed of the differential drive 6 of e.g. at least ⁇ 3%, in particular ⁇ 7%, preferably ⁇ 10% and more preferably ⁇ 15% of the rated speed) is preferably as fast as possible and / or with the lowest possible load
  • Differential drive 6 only a more or less low
  • the service brake 14 is now activated in order to prevent or minimize further acceleration of the rotor 1 or of the generator 8. This requires or makes possible an increased meanwhile Speed of the differential drive 6 possible, braking torque on the second drive of the differential stage 3, whereby the differential drive 6 can be operated essentially as a generator.
  • the differential drive 6 is braked controlled in this phase to provide a corresponding "counter-torque" for the service brake 14 and the possibly existing residual torque on the generator 8 and thus to keep the generator 8 as synchronous to the grid.
  • the service brake 14 or a control unit 20 of the service brake 14 is preferably controlled directly. That it will not be e.g. via a central plant controller 23 of a power plant or the like, but directly, e.g. from a monitoring device, driven. This is especially useful in the case of network errors.
  • a monitoring device may e.g. a separate one
  • Monitor 21 (e.g., also in one after one
  • the crowbar 18 and the chopper 17 usually have an internal voltage monitoring in order to be able to detect voltage changes as quickly as possible and to react accordingly quickly (including any regulation of the service brake 14 according to the description of FIG. 1).
  • Capture unit are sent (according to the
  • the operating brake system is preferably of the
  • Control unit 24 controlled and monitored.
  • the control unit 24 and the system controller 23 may also be implemented as one unit.
  • the control unit 24 receives from the
  • Speed monitoring 19 preferably a signal for the
  • the task of the control unit 24 is, for example, the setpoint values for the torque required for the motor-side converter 7a, the chopper 17, the crowbar 18 and the control unit 20 [T set / T CH , T CB , T ECB ] (or current, I d , I q , etc.) to calculate and if necessary, to monitor this, unless this happens directly in the motor-side converter 7a and / or the chopper 17 and / or the crowbar 18 and / or the control unit 20.
  • control unit 24 can also give speed and / or torque setpoints to the motor-side converter 7a
  • control unit 20 a control of the operating brake system by the control unit 20 is possible, in which case preferably the functions of the control unit 24 described above or
  • Plant control 23 are at least partially integrated into the control unit 20.
  • the generator 8 is synchronized with the network 10. This can preferably be done in three ways
  • the rotor 1 of the system is brought to a speed which is in its working speed range, subsequently the generator 8 by means of the
  • a commercial synchronization device 28 monitors and compares the voltage or phase position of generator 8 and network 10 and closes a power switch 29 when the
  • Synchronization condition defines the for one
  • the rotor 1 of the system is brought to a speed at which the generator 8 reaches a speed as close to its synchronous speed. While In this phase, the differential drive is operated essentially at constant speed. Subsequently, the rotational speed of the generator 8 by means of the differential drive. 6
  • the generator 8 is connected to the network 10.
  • the differential drive 6 is not regulated (i.e., it stands still) because the
  • Synchronization condition of the generator is achieved by adjusting the rotor blades, as is typically done in hydroelectric plants or steam turbines.
  • the generator 8 with the already mentioned
  • Damper winding designed to make the synchronization with the network as gentle as possible.
  • Fig. 3 shows a further embodiment of the
  • the crowbar 38 is designed here with a controllable rectifier - in FIG. 3 by way of example with (robust) thyristors. This eliminates the IGBT of the Crowbar 18, which is sensitive and expensive compared to the thyristors. Especially if the
  • Voltage monitoring of the inverter 7a, 7b, 16 are triggered (symbolically represented by a connection 41) - even if no overvoltage is applied, but such is to be expected by a speed increase at the differential drive 6.
  • an internal crowbar as already described with respect to FIG. 2 may be provided in the motor-side converter 7a. This makes the chopper 17 as Braking device for the differential drive 6 basically no longer necessary.
  • the Crowbar 38 which is designed with robust thyristors, is capable of operating the inverter even if the converter 7a, 7b fails
  • the differential drive 6 may also be the crowbar 38 (as well as the crowbar 18) used to supply the service brake 14.
  • a thyristor fails, an asymmetric load is created, but a braking function is retained. This may u.U. also the servo brake 15 eliminated or replaced by a cost-effective parking brake.
  • the crowbar 38 may be implemented instead of thyristors with GTOs, or IGBTs, etc.
  • Fig. 4 shows an alternative protection device to the
  • Inverter to protect against overvoltage.
  • the basis of this device is the principle of an arc fault protection.
  • Pyrotechnic drive 42 is activated, which accelerates in a 3-phase network correspondingly many copper bolts.
  • Insulating layer and create a short circuit. With this device can in about 2 milliseconds a 3-phase
  • the differential drive 6 is deprived of energy and the torque or the current drops to zero.
  • Brake system corresponding resistors 44 add.
  • these are configured so that the resulting braking torque is so high that the
  • Differential drive 6 can not go into overspeed.
  • this protection device essentially serves to protect the converter 7a, 16, 7b against overvoltage (eg in the event of failure of the chopper 17), alternatively or additionally, a trigger signal 45 from the voltage / fault monitoring of the chopper 17 and / or a trigger signal 46 from one
  • Fig. 5 shows a solution for the realization of the variable
  • the rotor 1 drives a multi-stage main transmission 30 in most cases.
  • the high-speed output of the main transmission 30 is connected in most cases by means of a coupling 31 with the DDM, which has a generator 32 and a slip ring 34.
  • the DDM which has a generator 32 and a slip ring 34.
  • an emergency brake 33 which in most cases is arranged between the main transmission 30 and the generator 32, and which also serves only as a holding brake (e.g.
  • the emergency brake 33 is in most cases a non-positive device, e.g. a disc brake, but can also be as positive
  • Device e.g. be designed as a rotor lock.
  • emergency brake 33 may also be positioned between the rotor 1 and the main transmission 30 or in front of or behind the generator 32.
  • a service brake 36 in the form of a Eddy current brake is connected to the generator 32, for example.
  • the generator 32 is the rotor side via the slip ring 34 with an AC converter 35 (consisting of
  • the AC inverter 35 has the function that
  • the generator 32 On the stator side, the generator 32 is connected to the network 10 via the transformer 5.
  • the generator 32 a When the generator 32 a
  • Medium-voltage stator winding is used, this can preferably directly to a medium voltage network 10th
  • DDM voltage variable excitation of the rotor of the DDM is realized.
  • the stator of the generator e.g. In the case of network errors, no power or only a part of the power produced by the rotor 1 can be delivered to the network. For this reason, DDM are also included in the invention.
  • the power consumption of the rotor of the generator 32 is substantially proportional to the product of the percentage deviation of the rotational speed of the rotor 1 from its basic rotational speed and the power of the rotor 1 - analogous to the differential drive 6.
  • the base speed is that speed of the rotor 1, wherein the AC voltage converter 35, the rotor of
  • the rotor of the generator 32 is operated at a speed of the rotor 1 below the basic speed motor or above the basic speed generator.
  • the AC inverter 35 is constructed similarly to the AC inverter 7. This too is analogous to the embodiment in FIGS. 2 and 3 with
  • Service brake 36 basically the same as for the
  • Service brake 14 Preferably, one will control the service brake 36 during a power failure so that you achieve the lowest possible load on the system or the drive train.
  • a connected to the AC inverter 35 A connected to the AC inverter 35
  • Control device ensures that as soon as the grid is stable again, the rotating field of the stator of the generator 32 is in phase with the network 10. That the speed of the generator 32 does not have to be in contrast to the differential system

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Abstract

Bei einem Verfahren und einer Vorrichtung zum Regeln des Betriebes eines Triebstranges einer Anlage, insbesondere einer Energiegewinnungsanlage, mit einem Rotor (1), mit einer mit einem Netz (10) verbundenen elektrischen Maschine (8), und mit einer auf den Triebstrang zwischen Rotor (1) und elektrischer Maschine (8) wirkenden elektromagnetischen Bremse als Betriebsbremse (14), wird die Betriebsbremse (14) während wenigstens eines Zeitabschnittes des Bremsvorganges, insbesondere am Beginn des Bremsvorganges, mit einer Erregerspannung beaufschlagt, die größer als die für das Nennbremsmoment der Betriebsbremse (14) erforderliche Erregerspannung ist.

Description

Verfahren und Vorrichtung zum Regeln des Betriebes eines
Triebstranges
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Regeln des Betriebes eines Triebstranges einer Anlage, insbesondere einer
Energiegewinnungsanlage, mit einem Rotor, mit einer mit einem Netz verbundenen elektrischen Maschine, und mit einer auf den Triebstrang zwischen Rotor und elektrischer Maschine wirkenden elektromagnetischen Bremse als Betriebsbremse.
Die Erfindung betrifft des Weiteren einen Triebstrang, insbesondere einer Energiegewinnungsanlage, mit einem Rotor, mit einer mit einem Netz verbundenen elektrischen Maschine und mit einer auf den Triebstrang zwischen Rotor und elektrischer Maschine wirkenden elektromagnetischen Bremse als
Betriebsbremse .
Die technische Entwicklung im Bereich Windkraftanlagen führt u.a. zu immer größeren Rotordurchmessern und Turmhöhen. Damit verursachen große Leistungsschwankungen hohe Belastungen an der gesamten Anlage. Aus diesem Grund wird bei
Energiegewinnungsanlagen, wie z.B. Windkraftanlagen, die zur Realisierung einer variablen Rotordrehzahl
Drehstromgeneratoren in Kombination mit Vollumrichtern
einsetzen, der Zwischenkreis des Vollumrichters über einen sogenannten Chopper mit großen Widerständen verbunden, damit bei plötzlichem Verlust der Last (z.B. bei einem Netzfehler) eine Last am Rotor einer Windkraftanlage aufrecht erhalten und damit unter anderem eine schnelle Verstellung der Rotorblätter vermieden werden kann. Eine schnelle Verstellung der
Rotorblätter wäre bei schnellem Lastverlust notwendig, um eine Überdrehzahl des Rotors zu vermeiden, würde jedoch zu einer entsprechend großen Änderung des Rotorschubes führen, und damit die gesamte Anlage stark belasten. Ähnliche Probleme können auch bei Energiegewinnungsanlagen, wie z.B. Wasserkraftanlagen auftreten, indem, z.B. bei
Netzfehlern, die Turbine aufgrund fehlender Last in
Überdrehzahl geht, was u.U. eine Beschädigung derselben hervorrufen würde.
Die folgende Beschreibung bezieht sich im Wesentlichen auf Windkraftanlagen. Die diesbezüglichen Ausführungen sind jedoch auch auf andere Energiegewinnungsanlagen, wie z.B.
Wasserkraftanlagen, Anlagen zur Gewinnung elektrischer Energie aus Meeresströmungen, und Antriebe für Arbeitsmaschinen, wie z.B. Walzwerke, Kompressoren und Pumpen anwendbar, und diese gelten damit im Rahmen der Erfindung als ebenfalls umfasst.
Die für Anlagen mit Vollumrichtern beschriebene Methode kann jedoch nicht mit klassischen Differenzialsystemen
(elektromechanisch, hydrostatisch und hydrodynamisch)
realisiert werden, da der Stator des Generators in diesen Fällen (z.B. bei einem Netzfehler) keine Leistung mehr ans Netz abgeben kann.
Bei doppeltgespeisten Drehstrommaschinen gibt es vergleichbare Probleme wie bei Differenzialsystemen, nämlich, dass der Stator des Generators, z.B. bei Netzfehlern, keine Leistung mehr ans Netz abgeben kann. Anwendungen in Kombination mit doppeltgespeisten Drehstrommaschinen gelten damit im Rahmen der Erfindung als ebenfalls umfasst.
WO 2013/166531 AI zeigt eine mögliche Lösung für dieses
Problem, indem im Antriebsstrang sowohl eine Notbremse als auch eine Betriebsbremse angeordnet ist. Dabei ist die
Betriebsbremse z.B. zwischen dem Differenzialgetriebe und dem Generator angeordnet. WO 2013/166531 AI offenbart jedoch nicht, wie die Betriebsbremse in Kombination mit einem
Differenzialantrieb optimal betrieben werden kann. Insbesondere soll die Zeitspanne verkürzt werden, bis die Betriebsbremse ihr Nennbremsmoment erreicht, um eine Last am Rotor einer Windkraftanlage bei Störungen, die zu einem
Lastverlust im Triebstrang führen, möglichst rasch aufrecht erhalten zu können.
Gelöst wird diese Aufgabe mit einem Verfahren mit den
Merkmalen des Anspruchs 1.
Gelöst wird diese Aufgabe des Weiteren mit einem Triebstrang mit den Merkmalen des Anspruchs 12.
Erfindungsgemäß kann die Zeitdauer bis zum Erreichen des Nennmomentes einer Wirbelstrombremse als Betriebsbremse verkürzt werden, indem die Betriebsbremse mit einer
Erregerspannung beaufschlagt und dementsprechend für eine Erregerspannung ausgelegt ist, die größer ist als die für das Nennbremsmoment der Betriebsbremse erforderliche
Erregerspannung .
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche .
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung mit Bezug auf die angeschlossenen Zeichnungen erläutert. Es zeigt :
Fig. 1 einen erfindungsgemäßen Triebstrang einer
Windkraftanlage mit einem Differenzialsystem,
Fig. 2 eine Ausführungsform des erfindungsgemäßen Betriebs- BremsSystems ,
Fig. 3 eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen
Betriebs-BremsSystems , Fig. 4 eine alternative Schutzeinrichtung, um den
Wechselrichter vor einer Überspannung zu schützen, und
Fig. 5 einen Triebstrang einer Windkraftanlage mit einer
doppeltgespeisten Drehstrommaschine .
Der Rotor einer Windkraftanlage hat ein oder mehrere, meist um ihre Längsachse drehbar gelagerte, Rotorblätter. Die
Leistungsaufnahme der Anlage ist proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Der auf die Anlage wirkende Schub ist proportional dem Quadrat der Windgeschwindigkeit. Beides hängt jedoch zusätzlich u.a. von der Rotorblatt- Drehstellung ab. Demzufolge gehen Schub und Leistung im
Triebstrang einer Windkraftanlage gegen Null, sobald die
Rotorblätter in Richtung Segelstellung gedreht werden.
Fig. 1 zeigt einen erfindungsgemäßen Triebstrang einer
Windkraftanlage mit einem Differenzialsystem mit einer
Differenzialstufe 3 bzw. 11 bis 13, einem Anpassungsgetriebe 4, einem elektrischen Differenzialantrieb 6 und einem
Wechselspannungs-Umrichter 7. Ein Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf einer Antriebswelle 9 sitzt, treibt ein Hauptgetriebe 2 an. Das Hauptgetriebe 2 ist beispielsweise ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe, welches die Eingangsdrehzahl an der Antriebswelle 9 ins
Schnelle übersetzt. Hier ist jedoch in Bezug auf Anzahl und Art der Getriebestufen eine Vielzahl von möglichen Getriebearten bzw. Getriebekombinationen denkbar. Zwischen dem Hauptgetriebe 2 und einem Generator 8 befindet sich die Differenzialstufe 3, welche vom Hauptgetriebe 2 über einen Planetenträger 12 (mit drehbar gelagerten Planetenrädern) der Differenzialstufe 3 angetrieben wird (= erster Antrieb der Differenzialstufe 3) . Zur Anpassung/Optimierung der Antriebsdrehzahl des Generators 8 kann zwischen der Differenzialstufe 3 und dem Generator 8 ein(e) Getriebe (stufe) integriert werden. Der Generator 8, vorzugsweise ein fremderregter Mittelspannungs- Synchrongenerator, ist vorzugsweise mittels einer Kupplung mit einem Hohlrad 13 der Differenzialstufe 3 verbunden und wird von diesem angetrieben (= Abtrieb der Differenzialstufe 3) . Ein Ritzel 11 der Differenzialstufe 3 (= zweiter Antrieb der Differenzialstufe 3) ist über ein Anpassungsgetriebe 4 mit dem Differenzialantrieb 6 verbunden.
Die Drehzahl bzw. das Drehmoment des Differenzialantriebes 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.
In den gezeigten bzw. beschriebenen und den Schutzbereich nicht beschränkenden Ausführungsbeispielen sind der Rotor 1 mit der Antriebswelle 9, das Hauptgetriebe 2, die
Differenzialstufe 3, das Anpassungsgetriebe 4, der
Differenzialantrieb 6, eine (nicht dargestellte) Notbremse, eine (ebenfalls nicht dargestellte) Kupplung, der Generator 8 und eine Betriebsbremse 14 die wesentlichen Bestandteile eines Triebstranges einer Windkraftanlage.
Bei den beschriebenen, insbesondere aber auch anderen
Energiegewinnungsanlagen, wie z.B. Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Meeresströmungen oder Wasserkraftturbinen, oder bei Antrieben für Arbeitsmaschinen, wie z.B. Walzwerke,
Kompressoren oder Pumpen, kann der Triebstrang ähnlich
aufgebaut sein, muss aber z.B. Komponenten wie das
Hauptgetriebe 2 nicht enthalten bzw. kann auch andere und/oder zusätzliche Komponenten umfassen.
Die folgende Tabelle zeigt mögliche Kombinationen der Kopplung des Planetenträgers 12, des Ritzels 11 und des Hohlrades 13 mit dem Rotor 1 [R] , dem Differenzialantrieb 6 [D] und dem Generator 8 [G] , welche erfindungsgemäß alle erfasst sind: Variante 1 2 3 4 5 6
Ritzel 11 D G R D R G
Planetenträger 12 R R G G D D
Hohlrad 13 G D D R G R
In der Ausführungsform gemäß Variante 1 bzw. Fig. 1 ist dementsprechend das Ritzel 11 mit dem Differenzialantrieb 6 [D] , der Planetenträger 12 mit dem Rotor 1 [R] und das Hohlrad 13 mit dem Generator 8 [G] verbunden.
Der Leistungsfluss geht im Hauptzweig des Triebstranges vom
Rotor 1 über die Antriebswelle 9, das Hauptgetriebe 2 und die
Differenzialstufe 3 zum Abtrieb der Differenzialstufe 3 bzw. zum Generator 8. Im Nebenzweig des Triebstranges geht der
Leistungsfluss vom Differenzialantrieb 6 zum zweiten Antrieb der Differenzialstufe 3 (motorischer Betrieb des
Differenzialantriebes 6) bzw. vom zweiten Antrieb der
Differenzialstufe 3 zum Differenzialantrieb 6 (generatorischer
Betrieb des Differenzialantriebes 6) .
Bei einer erfindungsgemäßen Anwendung des beschriebenen
Betriebs-Bremssystems für einen Antrieb einer Arbeitsmaschine, z.B. einer Pumpe, eines Walzwerkes etc., drehen sich die oben beschriebenen Leistungsflüsse entsprechend um, bzw. ist der in Fig. 1 bezeichnete Rotor 1 dann der Rotor einer Pumpe, einer Walze, etc.
Um den Betriebsdrehzahlbereich des Differenzialantriebes 6 zu optimieren, ist in der in Fig. 1 gezeigten Ausführungsform ein Anpassungsgetriebe 4 in Form einer Stirnradstufe zwischen der Differenzialstufe 3 und dem Differenzialantrieb 6 angeordnet. Das Anpassungsgetriebe 4 kann alternativ auch aus mehreren Getriebestufen bestehen, bzw. beispielsweise auch als
Kegelradgetriebe oder Planetengetriebe bzw. als Kombination verschiedener Getriebetypen (z.B. Stirnradstufe (n) und/oder Kegelradstufe (n) und/oder Planetengetriebestufe (n) und/oder (stufenlosen) Schaltgetrieben) ausgeführt werden. Der
Differenzialantrieb 6 ist vorzugsweise eine Drehstrommaschine, welche über den Wechselspannungs-Umrichter 7 und einen
Transformator 5 parallel zum Generator 8 an ein Netz 10 angeschlossen wird.
Aus Gründen der Ausfallsicherheit können das
Anpassungsgetriebe 4 und/oder der Differenzialantrieb 6 und/oder der Wechselspannungs-Umrichter 7 auch redundant (d.h. zwei oder mehrere Einheiten parallel) ausgeführt werden. Dabei kann die Nennleistung der damit vorhandenen, parallelen
Stränge des Differenzialantriebs so gewählt werden, dass auch bei Ausfall z.B. eines Stranges noch ausreichend Leistung verfügbar ist, um z.B. einen Nennleistungsbetrieb der
Windkraftanlage zu realisieren.
Um in Notsituationen eine Überdrehzahl am Differenzialantrieb 6 zu verhindern, bzw. um diesen sicher zum Stillstand bringen zu können, kann eine Servobremse 15 implementiert werden.
Die Drehzahlgleichung für das Differenzialgetriebe lautet:
DrehzahlGenerator = X * Dr eh Z ahlR0t0r + y * Dreh z ahl cifferenzialantrieb , wobei die Generatordrehzahl konstant ist, und sich die
Faktoren x und y aus den gewählten Getriebeübersetzungen von Hauptgetriebe 2, Differenzialgetriebe 3 und Anpassungsgetriebe 4 ableiten lassen.
Das Drehmoment am Rotor 1 wird durch das anstehende
Windangebot und den aerodynamischen Wirkungsgrad des Rotors 1 bestimmt. Das Verhältnis zwischen den Drehmomenten an der Antriebswelle 9, dem Generator 8 und dem Differenzialantrieb 6 ist konstant, wodurch sich das Drehmoment im Triebstrang durch den Differenzialantrieb 6 regeln lässt.
Die Leistungsaufnahme des Differenzialantriebes 6 ist im
Wesentlichen proportional dem Produkt aus der prozentuellen Abweichung der Drehzahl des Rotors 1 von dessen Grunddrehzahl und der Leistung des Rotors 1. Die Grunddrehzahl ist dabei jene Drehzahl des Rotors 1, bei welcher der
Differenzialantrieb 6 still steht, d.h. eine Drehzahl gleich Null hat. Dementsprechend erfordert ein großer Drehzahlbereich für den Rotor 1 grundsätzlich eine entsprechend große
Dimensionierung des Differenzialantriebes 6, bzw. des
Wechselspannungs-Umrichters 7.
Wie schon eingangs erwähnt, wird durch Verstellen der
Rotorblätter die Leistungsaufnahme des Triebstranges der
Anlage geregelt, bzw. kann diese durch Verstellen der
Rotorblätter in Richtung Segelstellung möglichst
belastungsfrei abgestellt werden. Um die Anlage sicher
abstellen zu können, sind die Rotorblätter in den meisten Fällen einzeln verstellbar. Dadurch entsteht eine
entsprechende Redundanz, womit die Rotorblattverstellung auch teilweise die Funktion einer Notbremse übernehmen kann.
Aus Sicherheitsgründen gibt es ergänzend bzw. alternativ zur Rotorblattverstellung eine in Fig. 1 nicht dargestellte
Notbremse, die in den meisten Fällen auf die schnelllaufende Abtriebswelle des Hauptgetriebes 2 wirkt, und welche auch nur als Festhaltebremse (z.B. für Wartungsarbeiten) ausgeführt sein kann. Die Notbremse ist in den meisten Fällen eine kraftschlüssige Vorrichtung, z.B. eine Scheibenbremse.
Hauptfunktion dieser Notbremse ist es, die Anlage beim
Auftreten eines Fehlers oder zum Schutz von Personen,
vorzugsweise in Kombination mit der oben erwähnten
Rotorblattverstellung, sicher zum Stillstand zu bringen. Damit ist die Notbremse eine autarke Schutzeinrichtung, welche
(basierend auf den gültigen Normen) in den meisten Fällen keine weiteren Betriebs-Funktionen übernehmen darf.
Aufgrund z.B. eines elektrischen Fehlers im Triebstrang oder bei einem betriebsbedingten Schnell- oder Not-Stopp der Anlage oder bei einem Netzfehler können der Generator 8 bzw. der Wechselspannungs-Umrichter 7 keine oder nur einen Teil der am Triebstrang anstehenden Leistung ins Netz 10 abgeben bzw. von diesem beziehen und es kommt zu einem Leistungseinbruch im Triebstrang .
Netzfehler ist dabei ein gewählter Sammelbegriff für z.B.
einen Netzspannungs-Ausfall bzw. eine kurzzeitige
Netzspannungs-Störung (Netzspannungseinbruch bzw.
Netzüberspannung mit kurzfristig wiederkehrender Netz- Betriebsspannung: LVRT „Low Voltage Ride Through" bzw. HVRT „High Voltage Ride Through") . Gleiches gilt analog für
Netzfrequenzfehler. Diese und alle weiteren möglichen
Abweichungen der Netzspannung von deren Standardwerten sind somit unter dem Sammelbegriff „Netzfehler" inkludiert.
Derartige Netzfehler sowie spontane Anstiege im Drehmoment des Triebstranges, wie sie z.B. bei starken Windböen entstehen, und welche im Stand der Technik ebenfalls zu einer starken Belastung der Anlage, bzw. zu einer schnellen Verstellung der Rotorblätter führen, werden im Sinne der Erfindung als
„Störung" bezeichnet.
Im Falle eines Leistungseinbruches im Triebstrang würde das den Rotor 1 antreibende Drehmoment diesen kurzfristig in
Überdrehzahl bringen. Um eine für die Anlage schädigende
Überdrehzahl zu verhindern, wird bei Anlagen gemäß Stand der Technik eine Überdrehzahl meist durch schnelles Verstellen der Rotorblätter verhindert, wodurch eine Aktivierung der Notbremse vermieden werden kann. Ein wesentlicher Nachteil dieser Maßnahme ist, dass sich dadurch auch die auf die Anlage wirkenden Lastkomponenten, wie Schub und Drehmoment,
entsprechend rasch verändern, was zu hohen mechanischen
Belastungen der Anlage führt. Ein weiterer Nachteil ist z.B., dass es nach einem Netzfehler relativ lange dauern kann, bis die Anlage wieder das vor Auftreten dieses Netzfehlers
vorhandene Leistungsniveau erreicht, da die
Rotorblattverstellung im Wesentlichen wieder in die
ursprüngliche Arbeitsposition zurückkehren muss. Dies dauert möglicherweise länger als aufgrund geltender Netz- Einspeisevorschriften zulässig ist, bzw. verursacht dies zusätzliche Belastungsspitzen beim Betrieb der Anlage.
Aus diesem Grund ist gemäß WO 2013/166531 AI im Triebstrang der Anlage eine Betriebsbremse vorgesehen, welche die
Nennleistung der Anlage (zur Gänze oder teilweise) aufnehmen und dadurch ein bestimmtes Drehmoment im Triebstrang aufrecht erhalten werden kann. Damit ist keine übermäßige
Rotorblattverstellung erforderlich und es ändert sich in weiterer Folge der auf die Anlage wirkende Schub nicht
schlagartig, bzw. tritt im Triebstrang kein unerwünscht hoher transienter Laststoß auf. Darüber hinaus kann bei
Netzwiederkehr (Ende des Netzfehlers) die ins Netz abgegebene Leistung schnell hochgeregelt werden, da der Generator 8 sofort wieder Leistung ins Netz 10 abgeben kann, während die Betriebsbremse gleichzeitig das Bremsmoment zurückregelt. Im Idealfall bleibt damit das am Triebstrang anstehende
Drehmoment während eines kurzen Netzspannungseinbruches konstant. Großteils reicht es jedoch aus, das zum Zeitpunkt des Netzfehlers anstehende Drehmoment nur in einem Ausmaß aufrecht zu erhalten, um eine Überdrehzahl des Rotors 1 bei vergleichsweise langsamer Rotorblattverstellung zu verhindern, bzw. einen Drehmomentstoß im Triebstrang zu vermeiden oder zu begrenzen, um dadurch keine Sonderlast-Spitzen zu generieren. Das Nennbremsmoment der Betriebsbremse 14 kann dann unter Umständen geringer oder sogar wesentlich geringer als das Nenndrehmoment des Triebstranges sein. Dies gilt
erfindungsgemäß umso mehr, je kürzer die Reaktionszeit der Betriebsbremse ist.
Gemäß AT 515 934 Bl kann die Betriebsbremse auch mit einer Notbremse kombiniert werden. D.h. im Falle einer
Wirbelstrombremse als Betriebsbremse kann z.B. eine
Rotorscheibe sowohl für die Betriebsbremse als auch für die Notbremse gemeinsam verwendet werden.
Bei einer Wirbelstrombremse (auch „elektrodynamischer
Retarder" genannt) sind z.B. zwei Rotorscheiben drehbar mit dem Triebstrang verbunden. Zwischen den Rotorscheiben liegt ein nicht drehbarer Stator mit einem Spulenträger und
elektrischen Spulen (im Folgenden insgesamt als „Spulen" bezeichnet). Eine alternative Ausführung besteht z.B. aus nur einer Rotorscheibe, welche beidseitig von Spulen erregt wird.
Bei Aktivierung der Wirbelstrombremse werden die Spulen mit Spannung/Strom beaufschlagt und damit Magnetfelder erzeugt, die durch die Rotorscheiben geschlossen werden. Diese
Magnetfelder sind gegenläufig und erzeugen dadurch eine drehzahlabhängige Bremswirkung. Die dabei entstehende Wärme wird z.B. durch die vorzugsweise eigen- oder fremdbelüfteten Rotorscheiben abgegeben.
Alternativ kann die Wirbelstrombremse so ausgelegt (z.B. durch eine entsprechend große Masse der Rotorscheiben) bzw.
betrieben werden (z.B. durch entsprechend große Zeitintervalle zwischen den einzelnen Aktivierungen und/oder Reduktion des Bremsmomentes), dass keine Fremdbelüftung notwendig ist. Eine weitere Alternative bezüglich Wärme-Management einer Wirbelstrombremse ist z.B., die Energiegewinnungsanlage bei Bedarf (z.B. bei Übertemperatur der Betriebsbremse) im
Teillastbereich zu betreiben und damit die thermische
Belastung der Rotorscheibe (n) auf ein ertragbares Maß zu reduzieren. Die Feststellung der aktuellen Temperatur der Rotorscheibe (n) , bzw. die noch zulässige Bremsbelastung kann beispielsweise mittels Temperaturmessung, bzw. auch
rechnerisch auf Basis von (gemessenen) Werten von
Einschaltdauer, Umgebungstemperaturen, etc. erfolgen.
Das Bremsmoment der Wirbelstrombremse ist mit dem Erregerfeld, das durch die Spulen erzeugt wird, direkt verknüpft. Das
Erregerfeld wiederum wird durch den Erregerstrom, der durch die Spulen fließt, erzeugt. Ist es notwendig, das Erregerfeld so schnell wie möglich aufzubauen, bedeutet dies in weiterer Folge, den Erregerstrom in kürzest möglicher Zeit auf einen Nennwert zu bringen. Da die Induktivität des magnetischen Kreises diesem Anstieg entgegenwirkt, kann man erfindungsgemäß dadurch eine Beschleunigung erreichen, dass man die Spannung, insbesondere zu Beginn des Bremsvorganges, überhöht und dann wieder auf den nominalen Wert (Nennwert) reduziert. Diese Aufgabe übernimmt vorzugsweise ein Regelgerät 20 (Fig. 2) . Man hat erfindungsgemäß nur dafür Sorge zu tragen, dass ausreichend Versorgungsspannung vorhanden ist.
Ein wesentlicher Vorteil einer Wirbelstrombremse als
Betriebsbremse ist deren Verschleißfreiheit und gute
Regelbarkeit. So kann das Bremsmoment auf einfache Weise abhängig vom Betriebszustand der Anlage, bzw. angepasst an den gewünschten bzw. notwendigen Verlauf eines Bremsmanövers, verstellt bzw. optimiert werden.
Der Triebstrang gemäß Fig. 1 sieht vorzugsweise eine derartige Betriebsbremse 14 in Kombination mit einer Notbremse vor, welche beispielsweise am Generator 8 angebracht ist. Die
Betriebsbremse 14 und die Notbremse können erfindungsgemäß jedoch auch getrennt voneinander ausgeführt sein. Die
Betriebsbremse 14 kann erfindungsgemäß auch an jeder anderen Stelle des Triebstranges positioniert werden. Ebenso ist der Ort, an dem die Notbremse angeordnet ist, im Rahmen der
Erfindung beliebig, bzw. muss für die konkrete Lösung der Aufgabe der vorliegenden Erfindung überhaupt keine Notbremse vorhanden sein.
Die Betriebsbremse 14 in Form eines elektromechanischen
Retarders ist vorzugsweise mit einem elektrischen
Energiespeicher (z.B. in Form von Kondensatoren oder
Akkumulatoren) als Spannungsquelle verbunden. Damit ist die für die Erregung des elektrodynamischen Retarders notwendige Energie jederzeit verfügbar, was den Einsatz der
Betriebsbremse 14 unabhängig vom Zustand des Netzes 10
ermöglicht .
In einer besonders einfachen bzw. robusten Ausführungsform der Erfindung, kann das Regelgerät 20 eliminiert werden und die Betriebsbremse 14 direkt mit einer Spannungsquelle, z.B. dem elektrischen Energiespeicher, verbunden werden.
Als alternative oder zusätzliche Notstromversorgung kann der elektromechanische Retarder auch aus dem Gleichspannungs- Zwischenkreis des Wechselstrom-Umrichters 7 versorgt werden.
Man kann dazu z.B. einen entsprechenden Chopper vorsehen (Fig. 2, Pos. 17), an welchem anstelle eines bzw. zusätzlich zum Bremswiderstand (es ) die Spulen des Retarders hängen.
Als weitere Alternative oder zusätzlich kann man dazu z.B. einen entsprechenden, mit dem Differenzialantrieb 6 bzw. dem Wechselspannungs-Umrichter 7 verbundenen, Crowbar vorsehen (Fig. 2, Pos. 18), an welchem anstelle eines bzw. zusätzlich zum Bremswiderstand (es ) die Spulen des Retarders hängen.
Dies hätte den zusätzlichen Vorteil, dass man die Regelung des Retarders und des Differenzialantriebes 6 (vorzugsweise in einer Komponente) vereinigen kann und damit eine sehr
dynamische Regelung realisierbar ist. Damit kann man sehr schnelle Reaktionszeiten erreichen, da der Wechselspannungs- Umrichter 7 ohnehin die Netzspannungund/oder die
Zwischenkreisspannung misst und darauf entsprechend reagieren muss .
Das bereits erwähnte Regelgerät 20 (Fig. 2) erhält als
Sollwert einen gewünschten Erregerstrom. Der sich tatsächlich einstellende Erregerstrom kann beispielsweise als Messgröße für ein sich einstellendes Bremsmoment herangezogen werden. Beispielsweise beinhaltet das Regelgerät 20 einen Stromregler, welcher bei Bedarf bzw. zu Beginn bei einer großen
Regelabweichung voll aussteuert und die ihm maximal zur
Verfügung stehende Spannung an die Spulen liefert. Der
Spulenstrom (dieser entspricht dem Bremsmoment) ist dabei proportional zum Integral der Spannung, welche über der
Induktivität abfällt.
Die Zeitdauer bis zum Erreichen des Nennmomentes einer
Wirbelstrombremse als Betriebsbremse 14 kann erfindungsgemäß verkürzt werden, indem das Regelgerät 20 für eine
Erregerspannung ausgelegt wird und diese liefert, welche insbesondere (also nicht zwingend) ^50%, bevorzugt ^100% und besonders bevorzugt ^150% über einer Erregerspannung liegt, die erforderlich ist, um in den Spulen einen Nennerregerstrom zu erzeugen, bei dem sich an der Betriebsbremse 14 (im
Beharrungszustand) das Nennbremsmoment einstellt. Dieses
Nennbremsmoment entspricht vorzugsweise ca. einem Drehmoment, bei dem die Rotorscheibe bzw. die Rotorscheiben der Wirbelstrombremse eine auslegungsspezifische Sättigung
erreicht bzw. erreichen.
Das Regelgerät 20 kann elektronisch, stufenlos oder
stufenweise regelbar, ungeregelt mit/ohne Rampe, etc.
ausgeführt sein.
Die Betriebsbremse 14 kann erfindungsgemäß auch bei starken Windböen eingesetzt werden, um dadurch ebenfalls ein schnelles Verstellen der Rotorblätter zu verhindern - auch wenn kein Leistungseinbruch im Triebstrang ansteht. Der Einsatz dieser Maßnahme wird vorzugsweise auf große Windgeschwindigkeits- Anstiege bzw. daraus entstehende große Rotordrehzahl-Anstiege (Anstiege über einen frei einstellbaren Schwellenwert) beschränkt. Mit dieser Maßnahme kann man die Reaktionszeit des Bremssystems (Betriebsbremse 14) vorzugsweise bzw.
insbesondere im Falle des Zusammentreffens eines
Leistungseinbruches im Triebstrang und einem gleichzeitigen Windgeschwindigkeitsanstieg bzw. einem daraus resultierenden Anstieg der Rotordrehzahl verkürzen. Dies gilt umso mehr, wenn mittels bekannter Sensoren bzw. geeigneter Anordnungen die vor der Anlage herrschende Windgeschwindigkeit gemessen wird, und damit ein Anstieg der Leistung im Rotor 1 der Windkraftanlage vorhergesagt werden kann.
Gleiches gilt für eine indirekte Erfassung von starken
Windböen durch eine Messung von Anlagenbelastungen wie z.B. mechanischen Belastung (z.B. Biegemoment (e) am Rotorblatt, Maschinenrahmen, Turm, etc.) durch eine Mess-/Überwachungs- Einrichtung 47 (gem. Fig. 2, 3) .
Da die Leistungsaufnahme des Differenzialantriebes 6 im
Wesentlichen proportional dem Produkt aus der prozentuellen Abweichung der Drehzahl des Rotors 1 von dessen Grunddrehzahl und der Leistung des Rotors 1 ist, wird man versuchen, den Drehzahlbereich der Anlage möglichst klein zu gestalten. Dies kann zulasten einer Drehzahlreserve der Anlage gehen. Eine Drehzahlreserve im oberen Drehzahlbereich ist z.B. notwendig, um starke Windböen entsprechend ausregeln zu können. Im Falle eines Differenzialsystems kann man diese Drehzahlreserve erfindungsgemäß realisieren, indem man einerseits den
Differenzialantrieb 6 im Feldschwächebereich betreibt und andererseits das dadurch reduziert verfügbare Drehmoment des Differenzialantriebes 6 mittels der Betriebsbremse 14
kompensiert .
Mit den oben beschriebenen Maßnahmen (einzeln oder in
Kombination) wird eine Dämpfung der Rotorblattverstellung und in weiterer Folge eine damit zusammenhängende Lastreduktion für die Anlage erreicht. Dämpfung der Rotorblattverstellung bedeutet im Sinne der vorliegenden Erfindung, dass die
Geschwindigkeit und/oder Häufigkeit bzw. das Ausmaß der
Verstellung der Rotorblätter gegenüber einer Verstellung ohne gleichzeitigen Einsatz der Betriebsbremse 14 gemäß der
Erfindung verringert wird.
Wie schon teilweise erläutert, kann der Generator 8, z.B. bei einem Netzfehler, keine oder nur mehr einen Teil der an der Antriebswelle 9 anstehenden Leistung ins Netz 10 einspeisen. Der antreibende Rotor 1 der Anlage würde unter Umständen in weiterer Folge den Generator 8 zum Kippen bringen. D.h., der Generator 8 würde bei Netzwiederkehr nicht mehr synchron mit dem Netz 10 sein. Um das dabei auftretende Kurzschluss- Drehmoment am Generator 8 zu begrenzen bzw. zu reduzieren, kann der Generator 8 mit einer sogenannten Dämpferwicklung ausgestattet werden.
Drehzahlvariabel betriebene Anlagen sind dynamisch hoch beansprucht und v.a. aufgrund der variablen Anregung durch Drehschwingungen schwierig auszulegen. Aus diesem Grund wird z.B. das Drehmoment im Triebstrang einer
Energiegewinnungsanlage so geregelt, dass Drehschwingungen regelungstechnisch von z.B. Drehstromgeneratoren in
Kombination mit Vollumrichtern kompensiert werden. Gleiches kann man in Differenzialantrieben durch entsprechende Regelung des Differenzialantriebes 6 erreichen.
Eine erfindungsgemäße, alternative Methode, um unerwünschte Triebstrang-Drehschwingungen zu reduzieren bzw. zu
eliminieren, besteht darin, die Betriebsbremse 14 in
schwingungsbelasteten Drehzahlbereichen des Triebstranges zuzuschalten. Indem sich das Drehmoment einer
Wirbelstrombremse abhängig von der Drehzahl der
Rotorscheibe (n) verändert, ergibt sich ein entsprechender, gewünschter Dämpfungseffekt.
Eine weitere bevorzugte Aufgabe des Systems und der
Systemregelung gemäß vorliegender Erfindung ist, eine
unerwünschte Überdrehzahl des Triebstranges zu verhindern und gleichzeitig die Drehzahl bzw. den Phasenwinkel des Generators 8 im Wesentlichen konstant zu halten, damit dieser bei
Netzwiederkehr im Wesentlichen phasengleich mit dem Netz 10 ist. D.h., dass der Differenzialantrieb 6 und der damit verbundene Wechselspannungs-Umrichter 7 zu gewährleisten haben, dass der Generator 8 im Wesentlichen phasengleich mit dem Netz 10 ist, sobald das Netz 10 wieder ein Spannungsniveau erreicht, oberhalb dessen der Generator nicht mehr kippt.
Dabei kann die bereits erwähnte Dämpferwicklung im Generator 8 als optionale Sicherheitsmaßnahme vorgesehen werden, bzw. ist dann eine vergleichsweise größere Phasenwinkelabweichung zwischen Netz 10 und Generator 8 zulässig.
Es ist bekannt, dass der Generator 8 typischerweise bei einem hohen Antriebsdrehmoment und einer Netzspannung, die unterhalb eines Bereiches von ca. 15%-25% der Nennspannung des Netzes 10 liegt, zum Kippen neigt. Erfindungsgemäß kann man jedoch durch verschiedene konstruktive Maßnahmen auch ein davon
abweichendes Kipp-Spannungsniveau erreichen.
Das Drehmoment der Betriebsbremse 14 wird vorzugsweise so geregelt, dass ein unmittelbar vor dem Netzfehler im
Triebstrang der Anlage anstehendes Drehmoment aufrechterhalten werden kann. Dieses Drehmoment entspricht dann im Wesentlichen der Summe aus dem Drehmoment der Betriebsbremse 14 und einem Rest-Drehmoment des Generators 8. Dabei ist das Rest- Drehmoment jenes Drehmoment, das sich aufgrund der
Restspannung im Netz 10 noch realisieren lässt.
Arbeitet die Anlage im Teillastbereich, dann wird die
Betriebsbremse 14 vorzugsweise so geregelt, dass die Summe aus dem Bremsmoment der Betriebsbremse 14 und dem Rest-Drehmoment des Generators 8 ein unmittelbar vor dem Netzfehler im
Triebstrang vorhandenes Drehmoment erreicht.
Arbeitet die Anlage in einem höheren Lastbereich und ist das Nennbremsmoment der Betriebsbremse 14 kleiner als das
Nenndrehmoment des Triebstrangs, dann kann ab einem gewissen Ausmaß des Spannungseinbruches im Netz 10 das unmittelbar vor dem Netzfehler im Triebstrang vorhandene Drehmoment nicht aufrechterhalten werden. Vorzugsweise wird die Betriebsbremse 14 dann mit ihrem Nennbremsmoment betrieben, womit die
negativen Auswirkungen des Spannungseinbruches jedenfalls entsprechend begrenzt werden können.
Vorzugsweise regelt eine Steuereinheit 24 bzw. eine
Anlagensteuerung 23 (siehe Beschreibung zu Fig. 2) das
gewünschte Bremsmoment der Betriebsbremse 14 abhängig vom Betriebszustand der Anlage bzw. des Generators 8. Um den Generator 8 bei Netzfehlern im Wesentlichen
phasengleich mit dem Netz 10 zu halten, wird in WO 2010/121783 AI vorgeschlagen, einen an den Wechselstrom-Umrichter
angeschlossenen Zwischenkreisspeicher zu verwenden. Damit ist gewährleistet, dass der Wechselstrom-Umrichter 7 den
Differenzialantrieb 6 während eines Netzfehlers mit Energie versorgt, damit dieser den Generator 8 im Wesentlichen
synchron/phasengleich zum Netz 10 halten kann. Wesentlicher Nachteil dieser Lösung ist, dass ein Zwischenkreisspeicher (Energiespeicher am Zwischenkreis des Wechselspannungs- Umrichters 7) aufwändig ist, und die Drehzahl am Rotor 1 der Anlage, z.B. im Falle eines Netzfehlers, mit einer Lösung gemäß WO 2010/121783 AI kaum beeinflusst bzw. begrenzt werden kann .
Ergänzend sei hier festgehalten, dass der
Zwischenkreisspeicher gemäß WO 2010/121783 AI dadurch
gekennzeichnet ist, dass er wesentlich mehr Energie als bekannte bzw. typische Zwischenkreiskondensatoren (z.B.
Elektrolytkondensatoren, Folienkondensatoren, siehe z.B. Pos. 40 in Fig. 2) speichern bzw. abgeben kann. Diese
Zwischenkreiskondensatoren dienen zur Dämpfung bzw. zum
Ausgleich von Spannungsspitzen bzw. Spannungsschwankungen im Gleichspannungszwischenkreis eines Wechselspannungs-Umrichters - z.B. bei Notabschaltungen oder Netzfehlern.
Grundsätzlich kann man z.B. auch versuchen, die Drehzahl des Generators 8 mittels der Betriebsbremse 14 im Wesentlichen konstant zu halten. Aufgrund der vergleichsweise langen
Reaktionszeit der Betriebsbremse 14 kann durch deren
alleinigen Einsatz jedoch nicht immer gewährleistet werden, dass der Generator 8, insbesondere z.B. während eines
Netzfehlers, im Wesentlichen phasengleich zum Netz 10 gehalten wird. Darüber hinaus ist es vorteilhaft, das Bremsmoment der Betriebsbremse 14, z.B. während eines Leistungseinbruchs so zu regeln, dass bei möglichst geringer Verstellgeschwindigkeit der Rotorblätter des Rotors 1 keine Überdrehzahl im
Triebstrang auftritt.
In einer besonders bevorzugten, allerdings nicht zwingenden, Ausführungsform der Erfindung ist daher Hauptfunktion der Betriebsbremse 14, ein gewünschtes Drehmoment im Triebstrang aufrecht zu halten. Die Hauptfunktion des
Differenzialantriebes 6 ist dabei, die Drehzahl des Generators 8 im Wesentlichen konstant zu halten.
D.h., die Drehzahlregelung des Generators 8 erfolgt bei dieser Ausführungsform vorzugsweise durch eine Kombination aus der Regelung des Bremsmomentes des Differenzialantriebes 6 (bzw. des zweiten Antriebs der Differenzialstufe 3) und der Regelung des Bremsmomentes der Betriebsbremse 14.
Anders als in WO 2010/121783 AI wird bei dieser
Ausführungsform der Erfindung im Falle eines Leistungseinbruchs (insbesondere Netzfehler bzw. Fehler im Wechselspannungs- Umrichter 7) demzufolge der Differenzialantrieb 6 vorzugsweise nur generatorisch und/oder lastfrei betrieben - d.h.,
abgesehen von der in geringem Ausmaß in den
Zwischenkreiskondensatoren 40 (siehe Fig. 2) vorhandenen
Energie, ohne wesentliche elektrische Antriebsleistung. Dies ist allerdings für die gemeinsame Verwendung der
Betriebsbremse in Verbindung mit Zwischenkreiskondensatoren 40 (siehe Fig. 2) nicht zwingend. Vielmehr kann der
Differenzialantrieb 6 bei Bedarf, gegebenenfalls auch nur kurzzeitig, auch als Antrieb (motorisch) betrieben werden.
Um den Differenzialantrieb 6 während eines Netzfehlers weiter betreiben zu können, wird vorzugsweise eine permanenterregte oder eine fremderregte Synchronmaschine als
Differenzialantrieb 6 eingesetzt, wobei während eines Netzfehlers die Stromversorgung für die Erregung der fremderregten Synchronmaschine vorzugsweise aufrechterhalten wird (z.B. mittels Notstromversorgung in Kombination mit dem Generator 8 ) .
Der Vorteil einer fremderregten Synchronmaschine gegenüber einer permanentmagneterregten Synchronmaschine ist, dass die Erregung im sogenannten Feldschwächebereich reduziert und somit die Spannung in der Synchronmaschine auf vorzugsweise ein im Fehlerfall für den Wechselspannungs-Umrichter 7 nicht schädigendes Niveau begrenzt werden kann. Darüber hinaus kann die Spannung der Synchronmaschine bei niedrigen Drehzahlen durch verstärkte Erregung der Synchronmaschine erhöht werden.
Fig. 2 zeigt eine bevorzugte Ausführung des erfindungsgemäßen Betriebs-Bremssystems für einen Triebstrang einer
Windkraftanlage. Die aktuelle Drehzahl (oact und/oder der aktuelle Phasenwinkel (pact des Generators 8 werden von einem Drehzahlsensor 19 erfasst. Hierfür können gemäß Stand der Technik Sensoren wie Encoder, Resolver, Hallsensoren und dergleichen verwendet werden. Um eine möglichst dynamische Drehzahlregelung zu gewährleisten, ist der Differenzialantrieb 6 mit einem vorzugsweise möglichst geringen
Massenträgheitsmoment ausgeführt. Die Wahl eines geeigneten Massenträgheitsmomentes ist letztlich eine Kombination aus optimaler Regelungsdynamik und möglichst geringen
Systemkosten .
Der in Fig. 1 gezeigte Wechselspannungs-Umrichter 7 wird in Fig. 2 detaillierter dargestellt und besteht aus einem mit dem Differenzialantrieb 6 verbundenen, motorseitigen Umrichter 7a und einem mit dem Netz 10 verbundenen, netzseitigen Umrichter 7b. Falls erforderlich, wird die Nennspannung des netzseitigen Umrichters 7b mittels eines Transformators 5 an die
Nennspannung des Netzes 10 angepasst. Motorseitiger und netzseitiger Umrichter 7a, 7b sind mittels eines
Gleichspannungszwischenkreises 16 verbunden. Mit diesem
Gleichspannungszwischenkreis 16 ist in einem ersten Konzept ein sogenannter Chopper 17 verbunden. Dieser vorzugsweise regelbare Chopper 17, vorzugsweise bestehend aus einem IGBT ( Insulated-Gate Bipolar Transistor) und einem Widerstand R, kann u.a. generatorische Energie des Differenzialantriebes 6 aufnehmen und ein Ansteigen der Spannung im
Gleichspannungszwischenkreis 16 verhindern bzw. zumindest begrenzen. Der Differenzialantrieb 6 kann somit den zweiten Antrieb der Differenzialstufe 3 auch im Falle z.B. eines
Netzfehlers oder eines nicht aktiven netzseitigen Umrichters 7b bremsen bzw. kann der Differenzialantrieb 6 generatorisch betrieben werden. Dabei regelt der motorseitige Umrichter 7a das Bremsmoment des Differenzialantriebes 6 und der Widerstand R nimmt die dabei entstehende Bremsenergie auf.
Einen vergleichbaren Effekt erzielt man, indem man gemäß einem alternativen Konzept einen Crowbar 18 zwischen dem
Differenzialantrieb 6 und dem motorseitigen Umrichter 7a anschließt. Dieser vorzugsweise regelbare Crowbar 18 besteht vorzugsweise aus einem Gleichrichter, einem IGBT und einem Widerstand R. Ein wesentlicher Vorteil des Crowbars 18 gegenüber dem Chopper 17 ist, dass der Differenzialantrieb 6 mit dem Crowbar 18 auch bei Ausfall des motorseitigen
Umrichters 7a noch gebremst werden kann.
Aus Gründen einer Redundanz können die beiden Konzepte jeweils zweifach (parallel) bzw. beide Konzepte nebeneinander
eingesetzt werden. Aus Redundanzgründen kann auch nur der Widerstand R jeweils zweifach (parallel) ausgeführt sein. In einer alternativen, erfindungsgemäßen Ausführungsvariante greifen beide Chopper bzw. Crowbars auf einen gemeinsamen Widerstand R zu. Verzichtet man in einer weiteren,
alternativen Ausführungsform auf die redundante Ausführung von Chopper 17 und/oder Crowbar 18, so kann man zum Schutz der Umrichter 7a, 7b einen (aufgrund der Überspannung im
Feldschwächebereich eines permanentmagneterregten
Differenzialantriebes 6 erforderlichen) Überspannungsschutz in Form eines sogenannten internen Crowbars im motorseitigen Umrichter 7a realisieren. Zu diesem Zweck müssen die
entsprechenden IGBTs des motorseitigen Umrichters 7a
eingeschaltet werden, um die Spannung des
Differenzialantriebes 6 kurzzuschließen. D.h., zu diesem Zweck müssen die IGBTs des motorseitigen Umrichters 7a derart eingeschaltet werden, dass die Spannung des
Differenzialantriebes 6 kurzgeschlossen wird.
Einen separaten Überspannungsschutz für den motorseitigen Umrichter 7a kann man auch z.B. durch Einsatz einer
fremderregten Synchronmaschine als Differenzialantrieb 6 vermeiden, indem man im Feldschwächebereich (=
Betriebsdrehzahl > Synchrondrehzahl) vorzugsweise die Erregung der Synchronmaschine soweit reduziert, dass keine für den motorseitigen Umrichter 7a schädigenden Spannungsspitzen auftreten .
In einer weiteren alternativen Ausführungsform kann die
Verbindungsleitung zwischen dem Differenzialantrieb 6 und dem motorseitigen Umrichter 7a bei Ausfall einer nicht redundant ausgeführten Schutzeinrichtung (Chopper 17 oder Crowbar 18) schnellstmöglich (innerhalb weniger Millisekunden) getrennt werden. Technische Lösungen hierzu sind Stand der Technik, wie z.B. Lichtbogen-Schutztrenner oder superflinke Sicherungen. Bei einer schnellen Trennung der Verbindungsleitung zwischen Differenzialantrieb 6 und motorseitigem Umrichter 7a, kann jedoch der Differenzialantrieb 6 nicht mehr elektrisch
gebremst werden. Diese Brems-Funktion kann dann beispielsweise die Servobremse 15 übernehmen. Alternativ kann erfindungsgemäß bei einer (redundanten) Ausstattung des Betriebsbremssystems mit einem Chopper 17 und/oder einem Crowbar 18 die Servobremse 15 entfallen, bzw. durch eine kostengünstige Haltebremse (z.B. für Wartungszwecke) ersetzt werden und/oder der
Differenzialantrieb 6 so ausgelegt werden, dass die allfällig auftretenden hohen Drehzahlen keine schädigende Auswirkung haben .
Als weitere Alternative kann man den Differenzialantrieb 6 vom zweiten Antrieb der Differenzialstufe 3 trennen (z.B. mittels Kupplung) und damit ein (weiteres) Ansteigen der Drehzahl des Differenzialantriebes 6 verhindern.
Wie schon beschrieben, wird die Drehzahl der Antriebswelle 9, z.B. im Falle eines Leistungseinbruches, abrupt ansteigen. Um eine unzulässig hohe Drehzahl bzw. eine dynamische Überlast des gesamten Triebstranges der Anlage zu verhindern, beginnt die Betriebsbremse 14 vorzugsweise unverzüglich zu arbeiten. Als Reaktion darauf würde sich jedoch auch die Drehzahl des Generators 8 ändern. Um dadurch das zu diesem Zeitpunkt erforderliche Bremsmoment der Betriebsbremse 14 nicht
reduzieren zu müssen, greift nun die Drehzahlregelung des Differenzialantriebes 6 ein. Bei einer zu diesem Zeitpunkt vorhandenen Störung der Netzspannungsversorgung des
netzseitigen Umrichters 7b wird der Differenzialantrieb 6 nun mittels Chopper 17 und/oder Crowbar 18 vorzugsweise so
gebremst, dass die Drehzahl des Generators 8 im Wesentlichen synchron zum Netz 10 bleibt.
Aufgrund einer meist besseren dynamischen Regelbarkeit und einer schnelleren Reaktionszeit erfolgt vorzugsweise eine Feinregelung der Drehzahl des Generators 8 durch den zweiten Antrieb der Differenzialstufe 3 (Differenzialantrieb 6) mittels Chopper 17 und/oder Crowbar 18, welche z.B. einer Grobregelung durch die Betriebsbremse 14 überlagert wird. Erfindungsgemäß können die Drehzahl des zweiten Antriebs der Differenzialstufe 3 und die Betriebsbremse 14 auch unabhängig voneinander geregelt werden. Dabei wird das Bremsmoment der Betriebsbremse 14 im Wesentlichen durch die Erfordernisse einer möglichst lastschonenden Regelung der Windkraftanlage bestimmt .
Arbeitet der Rotor 1 der Windkraftanlage mit einer Drehzahl kleiner seiner Grunddrehzahl, kann erfindungsgemäß zumindest anfangs auch darauf verzichtet werden, die Betriebsbremse 14, z.B. im Falle eines Netzfehlers, zu aktivieren. Um die
Drehzahl des Generators 8 im Wesentlichen synchron zum Netz 10 zu halten, wird dabei die unverzüglich ansteigende Drehzahl des Rotors 1 ausschließlich durch Verzögerung des zweiten Antriebs der Differenzialstufe 3 kompensiert - in diesem Falle durch gezieltes Bremsen des Differenzialantriebes 6 bis zu einer möglichst kleinen Drehzahl, um damit, falls
erforderlich, das Massenträgheitsmoment des
Differenzialantriebes 6 zu kompensieren.
Ein Bereich mit einer kleinen Drehzahl des
Differenzialantriebs 6 (je nach Bauart und erzeugbarem
Drehmoment bei einer kleinen Drehzahl des Differenzialantriebs 6 von z.B. zumindest ±3%, insbesondere ±7%, bevorzugt ±10% und besonders bevorzugt ±15% der Nenndrehzahl) wird vorzugsweise möglichst schnell und/oder mit möglichst geringer Last
(vorzugsweise ohne wesentliche elektrische Leistung des
Differenzialantriebes 6) durchfahren, da hier der
Differenzialantrieb 6 nur eine mehr oder weniger geringe
(permanenterregte vs . fremderregte Synchronmaschine) Spannung erzeugen kann. Vorzugsweise ab einer Beschleunigung des Rotors 1 über dessen Grunddrehzahl hinaus wird nun die Betriebsbremse 14 aktiviert, um eine weitere Beschleunigung des Rotors 1 bzw. des Generators 8 zu verhindern bzw. zu minimieren. Dies erfordert bzw. ermöglicht ein bei mittlerweile erhöhter Drehzahl des Differenzialantriebs 6 mögliches, bremsendes Drehmoment am zweiten Antrieb der Differenzialstufe 3, womit der Differenzialantrieb 6 im Wesentlichen generatorisch betrieben werden kann.
Wie schon oben beschrieben, wird auch in dieser Phase der Differenzialantrieb 6 geregelt gebremst, um ein entsprechendes „Gegenmoment" für die Betriebsbremse 14 und das allenfalls vorhandene Restdrehmoment am Generator 8 bereitzustellen und damit den Generator 8 möglichst synchron zum Netz zu halten.
Damit die Betriebsbremse 14 möglichst rasch ein gewünschtes, hohes Bremsmoment aufbringen kann, stehen erfindungsgemäß folgende Maßnahmen zur Verfügung.
Einerseits wird die Betriebsbremse 14 bzw. ein Regelgerät 20 der Betriebsbremse 14 vorzugsweise direkt angesteuert. D.h. sie wird nicht z.B. über eine zentrale Anlagensteuerung 23 einer Energiegewinnungsanlage oder dergleichen, sondern direkt, z.B. von einer Überwachungs-Einrichtung, angesteuert. Dies bietet sich vor allem im Falle von Netzfehlern an. Eine solche Überwachungs-Einrichtung kann z.B. ein separates
Überwachungsgerät 21 (z.B. auch in einer nach einem
sogenannten Windparktransformator 25 folgenden, nächsthöheren Netzspannungsebene 26), oder ein „schneller" Ausgang 22 aus einer Netzüberwachungs-Einrichtung des netzseitigen Umrichters 7b oder dergleichen sein. Diese möglichst unverzögerte Meldung der Spannung UG bzw. einer Änderung der Spannung AUG im Netz 10 wird vorzugsweise auch an die Bremseinheiten, wie Crowbar 18 und evtl. auch Chopper 17, bzw. an eine Steuereinheit 24 und eine Anlagensteuerung 23 (meist PLC) , gegeben. Damit ist gewährleistet, dass das Betriebs-Bremssystem möglichst
unverzögert reagieren kann. Aus Messung bzw. Berechnung von Spannung UG bzw. Spannungsabfall AUG, kann man gegebenenfalls das Restdrehmoment des Generators 8 errechnen. Es kann darüber hinaus festgehalten werden, dass der Crowbar 18 und der Chopper 17 meist eine interne Spannungsüberwachung haben, um Spannungsänderungen möglichst schnell zu erfassen und entsprechend schnell reagieren zu können (inkl. allfällig vorgesehener Regelung der Betriebsbremse 14 gemäß Beschreibung zu Fig .1 ) .
Ist der Einsatz der Betriebsbremse 14 im Falle eines Fehlers im Triebstrang, bei Schnell- bzw. Not-Stopp der Anlage oder aufgrund einer starken Windböe erforderlich, so wird dies vorzugsweise von der zentralen Anlagensteuerung 23 an das Regelgerät 20 der Betriebsbremse 14 gemeldet. Alternativ kann eine solche Meldung aber auch direkt von einer separaten
Erfassungseinheit gesandt werden (entsprechend dem
Überwachungsgerät 21, einer Messeinrichtung 47 oder
dergleichen) .
Das Betriebs-Bremssystem wird vorzugsweise von der
Steuereinheit 24 gesteuert und überwacht. Die Steuereinheit 24 und die Anlagensteuerung 23 können auch als eine Einheit ausgeführt sein. Die Steuereinheit 24 erhält von der
Drehzahlüberwachung 19 vorzugsweise ein Signal für die
Drehzahl (oact und/oder die Winkelposition cpact des Generators 8. Darüber hinaus vorzugsweise einen Spannungswert UG des Netzes 10 und/oder des motorseitigen Umrichters 17, um im Falle eines Netzfehlers schnell reagieren zu können. Zusätzlich ist die Steuereinheit 24 vorzugsweise mit der Anlagensteuerung 23 verbunden, sofern diese nicht ohnehin als eine Einheit
ausgeführt sind.
Aufgabe der Steuereinheit 24 ist beispielsweise, die für den motorseitigen Umrichter 7a, den Chopper 17, den Crowbar 18 und die Regeleinheit 20 notwendigen Sollwerte für das Drehmoment [Tset / TCH, TCB, TECB] (bzw. Strom, Id, Iq, etc.) zu berechnen und diese gegebenenfalls zu überwachen, sofern dies nicht direkt im motorseitigen Umrichter 7a und/oder dem Chopper 17 und/oder dem Crowbar 18 und/oder der Regeleinheit 20 passiert.
Ergänzend kann die Steuereinheit 24 auch Drehzahl- und/oder Drehmoment-Sollwerte an den motorseitigen Umrichter 7a geben
[nset/ Tsetl .
Alternativ ist auch eine Steuerung des Betriebs-Bremssystems durch das Regelgerät 20 möglich, wobei dann vorzugsweise die oben beschriebenen Funktionen der Steuereinheit 24 bzw.
Anlagensteuerung 23 zumindest teilweise in das Regelgerät 20 integriert werden.
Beim Start des Systems wird der Generator 8 mit dem Netz 10 synchronisiert. Dies kann vorzugsweise auf drei Arten
geschehen :
In einer ersten Variante wird der Rotor 1 der Anlage auf eine Drehzahl gebracht, die in dessen Arbeitsdrehzahlbereich liegt, in weiterer Folge der Generator 8 mittels des
Differenzialantriebes 6 mit dem Netz synchronisiert und abschließend der Generator 8 mit dem Netz 10 verbunden. Eine handelsübliche Synchronisationseinrichtung 28 überwacht und vergleicht dabei die Spannung bzw. Phasenlage von Generator 8 und Netz 10 und schließt einen Netzschalter 29, wenn die
Synchronisationsbedingung erfüllt ist. Die
Synchronisationsbedingung definiert die für eine
Synchronisation max . erlaubte Abweichung von Phase bzw.
Drehzahl und ist frei konfigurierbar. Ziel ist es, einen möglichst sanften Anschluss des Generators 8 an das Netz 10 zu erreichen .
In einer zweiten Variante wird der Rotor 1 der Anlage auf eine Drehzahl gebracht, bei welcher der Generator 8 eine Drehzahl möglichst nahe seiner Synchrondrehzahl erreicht. Während dieser Phase wird der Differenzialantrieb im Wesentlichen mit konstanter Drehzahl betrieben. Anschließend wird die Drehzahl des Generators 8 mittels des Differenzialantriebes 6
feinjustiert und mit dem Netz synchronisiert. Abschließend wird der Generator 8 mit dem Netz 10 verbunden.
In einer dritten Variante wird der Differenzialantrieb 6 nicht geregelt (d.h. er steht z.B. still), da die
Synchronisationsbedingung des Generators durch Verstellen der Rotorblätter erreicht wird, wie dies typischerweise auch bei Wasserkraftanlagen oder Dampfturbinen erfolgt. Vorzugsweise wird dabei der Generator 8 mit der bereits erwähnten
Dämpferwicklung ausgeführt, um die Synchronisation mit dem Netz möglichst sanft zu gestalten.
Fig. 3 zeigt eine weitere Ausführungsform des
erfindungsgemäßen Betriebs-Bremssystems . Der Crowbar 38 ist hier mit einem steuerbaren Gleichrichter ausgeführt - in Fig. 3 beispielhaft mit (robusten) Thyristoren. Damit entfällt der IGBT des Crowbar 18, der im Vergleich zu den Thyristoren empfindlich und teuer ist. Insbesondere wenn der
Differenzialantrieb 6 als permanentmagneterregte
Synchronmaschine ausgeführt ist, empfiehlt sich darüber hinaus der Einsatz von superflinken Sicherungen 27 als
Sicherheitseinrichtung für den motorseitigen Umrichter 7a. Diese Sicherungen 27 können vorzugsweise direkt aus der
Spannungsüberwachung des Umrichters 7a, 7b, 16 getriggert werden (symbolisch durch eine Verbindung 41 dargestellt) - auch wenn noch keine Überspannung anliegt, jedoch eine solche durch einen Drehzahlanstieg am Differenzialantrieb 6 zu erwarten ist.
Generell kann aus Redundanzgründen im motorseitigen Umrichter 7a ein wie schon zu Fig. 2 beschriebener, interner Crowbar vorgesehen werden. Damit ist der Chopper 17 als Bremseinrichtung für den Differenzialantrieb 6 grundsätzlich nicht mehr notwendig.
Der mit robusten Thyristoren ausgeführte Crowbar 38 ist auch bei Ausfall des Umrichters 7a, 7b in der Lage, die
erforderliche Bremsfunktion des Differenzialantriebs 6 zu erfüllen, bzw. kann auch der Crowbar 38 (wie auch der Crowbar 18) zur Versorgung der Betriebsbremse 14 eingesetzt werden.
Fällt ein Thyristor aus, so entsteht zwar eine asymmetrische Last, eine Bremsfunktion bleibt jedoch erhalten. Damit kann u.U. auch die Servobremse 15 eliminiert bzw. durch eine kostengünstige Feststellbremse ersetzt werden.
Erfindungsgemäß kann der Crowbar 38 anstelle von Thyristoren auch mit GTOs, oder IGBTs, etc. ausgeführt werden.
Fig. 4 zeigt eine alternative Schutzeinrichtung, um den
Wechselrichter vor Überspannung zu schützen. Basis dieser Einrichtung ist das Prinzip eines Störlichtbogenschutzes.
Dabei wird beispielsweise mit dem Triggersignal 41 ein
pyrotechnischer Antrieb 42 aktiviert, der in einem 3-phasigen Netz entsprechend viele Kupferbolzen beschleunigt. Diese
Kupferbolzen durchschlagen in weiterer Folge eine
Isolierschicht und erzeugen einen Kurzschluss. Mit dieser Einrichtung kann in etwa 2 Millisekunden ein 3-phasiger
Kurzschluss an der Verbindungsleitung 43 zwischen
motorseitigem Umrichter 7a und Differenzialantrieb 6
hergestellt werden. Dadurch wird dem Differenzialantrieb 6 die Energie entzogen und das Drehmoment bzw. der Strom fällt gegen Null .
Will man in weiterer Folge ein bremsendes Drehmoment im
Differenzialantrieb 6 aufrecht halten, so kann man dem
Bremssystem entsprechende Widerstände 44 hinzufügen. Vorzugsweise werden diese so konfiguriert, dass das dadurch entstehende Bremsmoment so hoch ist, dass der
Differenzialantrieb 6 nicht in Überdrehzahl gehen kann.
Da diese Schutzeinrichtung im Wesentlichen dazu dient, den Umrichter 7a, 16, 7b vor Überspannung zu schützen (z.B. bei Ausfall des Choppers 17), kann alternativ oder zusätzlich ein Triggersignal 45 aus der Spannungs-/Fehlerüberwachung des Choppers 17 und/oder ein Triggersignal 46 aus einer
Spannungsüberwachung des Gleichspannungszwischenkreises 16 kommen .
Fig. 5 zeigt eine Lösung zur Realisierung der variablen
Drehzahl mittels einer sogenannten doppeltgespeisten
Drehstrommaschine („DDM") am Beispiel einer Windkraftanlage. Der Rotor 1 ist, wie schon zu Fig. 1 beschrieben, ein
sogenannter Dreiblattrotor mit vorzugsweise individuell verstellbaren Rotorblättern.
In weiterer Folge treibt der Rotor 1 ein in den meisten Fällen mehrstufiges Hauptgetriebe 30 an. Der schnelllaufende Ausgang des Hauptgetriebes 30 ist in den meisten Fällen mittels einer Kupplung 31 mit der DDM, die einen Generator 32 und einen Schleifring 34 aufweist, verbunden. Aus Sicherheitsgründen gibt es ergänzend bzw. alternativ zur Rotorblattverstellung eine Notbremse 33, die in den meisten Fällen zwischen dem Hauptgetriebe 30 und dem Generator 32 angeordnet ist, und welche auch nur als Festhaltebremse (z.B. für
Wartungsarbeiten) ausgeführt sein kann. Die Notbremse 33 ist in den meisten Fällen eine kraftschlüssige Vorrichtung, z.B. eine Scheibenbremse, kann aber auch als formschlüssige
Vorrichtung, z.B. als Rotor-Arretierung, ausgeführt sein.
Darüber hinaus kann die Notbremse 33 auch zwischen dem Rotor 1 und dem Hauptgetriebe 30 oder vor oder hinter dem Generator 32 positioniert sein. Eine Betriebsbremse 36 in Form einer Wirbelstrombremse ist beispielsweise mit dem Generator 32 verbunden .
Der Generator 32 ist rotorseitig über den Schleifring 34 mit einem Wechselspannungs-Umrichter 35 (bestehend aus
generatorseitigem Umrichter 35a und netzseitigem Umrichter 35b) und in den meisten Fällen in weiterer Folge über einen Transformator 5 an ein Mittelspannungs-Netz 10 angeschlossen.
Der Wechselspannungs-Umrichter 35 hat die Funktion, die
Spannung und die Frequenz im Rotor des Generators 32 so zu regeln, dass die DDM drehzahlvariabel am Netz 10 betrieben werden kann.
Statorseitig ist der Generator 32 über den Transformator 5 an das Netz 10 angeschlossen. Wenn beim Generator 32 eine
Mittelspannungs-Statorwicklung eingesetzt wird, kann dieser vorzugsweise direkt an ein Mittelspannungs-Netz 10
angeschlossen werden.
Im Fall einer DDM kommt vorzugsweise keine Differenzialstufe 3 (wie z.B. in Fig. 1 bis 3) zum Einsatz, da die variable
Drehzahl des Rotors 1 durch eine frequenz- und
spannungsvariable Erregung des Rotors der DDM realisiert wird. Allerdings gibt es bei DDM als Antrieb einer Arbeitsmaschine bzw. als Generator einer Energiegewinnungsanlage dasselbe Problem wie bei Differenzialsystemen, dass der Stator des Generators z.B. bei Netzfehlern keine Leistung bzw. nur mehr einen Teil der vom Rotor 1 produzierten Leistung ans Netz abgeben kann. Aus diesem Grund werden DDM von der Erfindung ebenfalls umfasst.
Die Leistungsaufnahme des Rotors des Generators 32 ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus der prozentuellen Abweichung der Drehzahl des Rotors 1 von dessen Grunddrehzahl und der Leistung des Rotors 1 - analog zum Differenzialantrieb 6. Die Grunddrehzahl ist dabei jene Drehzahl des Rotors 1, bei welcher der Wechselspannungs-Umrichter 35 den Rotor des
Generators 32 (via Schleifring 34) mit Gleichspannung
„versorgt". Dementsprechend erfordert auch hier ein großer Drehzahlbereich für den Rotor 1 grundsätzlich eine
entsprechend große Dimensionierung des Wechselspannungs- Umrichters 35. Analog zum Differenzialsystem gemäß Fig. 1 bis 4 wird der Rotor des Generators 32 bei einer Drehzahl des Rotors 1 unterhalb der Grunddrehzahl motorisch bzw. oberhalb der Grunddrehzahl generatorisch betrieben.
Prinzipiell ist der Wechselspannungs-Umrichter 35 ähnlich aufgebaut wie der Wechselspannungs-Umrichter 7. D.h. auch dieser ist analog zu der Ausführung in Fig. 2 und 3 mit
Chopper 37 und Crowbar 39 (beide in Fig. 5 schematisch
dargestellt) ausrüstbar, welche darüber hinaus als
Notstromversorgung für die Betriebsbremse 36 dienen können.
Bezüglich Ansteuerung, Regelung, etc. gilt für die
Betriebsbremse 36 grundsätzlich Gleiches wie für die
Betriebsbremse 14. Vorzugsweise wird man die Betriebsbremse 36 während eines Netzfehlers so steuern, dass man eine möglichst geringe Belastung der Anlage bzw. des Triebstranges erreicht. Eine mit dem Wechselspannungs-Umrichter 35 verbundene
Regelungseinrichtung gewährleistet , dass, sobald das Netz wieder stabil ist, das Drehfeld des Stators des Generators 32 phasengleich zum Netz 10 ist. D.h. die Drehzahl des Generators 32 muss im Gegensatz zum Differenzialsystem nicht im
Wesentlichen konstant gehalten werden, da eine geforderte Phasensynchronität zwischen einem Stator des Generators 32 und dem Netz 10 mittels entsprechender Frequenzregelung des generatorseitigen Umrichters 35a erfolgen kann.

Claims

Patentansprüche :
1. Verfahren zum Regeln des Betriebes eines Triebstranges
einer Anlage, insbesondere einer Energiegewinnungsanlage, mit einem Rotor (1), mit einer mit einem Netz (10)
verbundenen elektrischen Maschine (8, 32), und mit einer auf den Triebstrang zwischen Rotor (1) und elektrischer Maschine (8, 32) wirkenden elektromagnetischen Bremse als Betriebsbremse (14, 36), dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsbremse (14, 36) während wenigstens eines
Zeitabschnittes des Bremsvorganges, insbesondere am Beginn des Bremsvorganges, mit einer Erregerspannung beaufschlagt wird, die größer als die für das Nennbremsmoment der
Betriebsbremse (14, 36) erforderliche Erregerspannung ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsbremse (14, 36) bei einer Störung, insbesondere im Fall eines Netzfehlers, einer Notabschaltung oder bei einem spontanen Anstieg des Drehmomentes im Triebstrang, wie z.B. bei starken Windböen, mit der Erregerspannung beaufschlagt wird, die größer als die für das Nennbremsmoment der
Betriebsbremse (14, 36) erforderliche Erregerspannung ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Erregerspannung um mehr als 50%, bevorzugt 100% und besonders bevorzugt 150% über der für das
Nennbremsmoment der Betriebsbremse (14, 36) erforderlichen Erregerspannung liegt.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch
gekennzeichnet, dass die Verstellung der Rotorblätter durch die Betriebsbremse (14, 36) gedämpft wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, dadurch
gekennzeichnet, dass eine Überwachungs-Einrichtung (21, 7a, 7b, 16, 17, 18, 35a, 35b, 37, 38, 39, 47) eine Störung erkennt und die Betriebsbremse (14, 36) bzw. ein Regelgerät (20) der Betriebsbremse (14, 36) direkt ansteuert.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem im
Triebstrang ein Differenzialgetriebe (3) mit drei An- bzw. Abtrieben angeordnet ist, wovon ein erster Antrieb mit der Antriebswelle, ein Abtrieb mit der elektrischen Maschine (8, 32) und ein zweiter Antrieb mit einem
Differenzialantrieb (6) verbunden ist, dadurch
gekennzeichnet, dass der Differenzialantrieb (6), während die Betriebsbremse (14) in Betrieb ist und gleichzeitig der Differenzialantrieb (6) nicht ausreichend vom Netz (10) versorgt wird, ausschließlich elektrisch gebremst oder lastfrei oder mit Energie aus den
Zwischenkreiskondensatoren (40) eines Wechselspannungs- Umrichters (7) des Differenzialantriebs (6) betrieben wird.
7. Verfahren nach einem Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass die Drehzahl des Differenzialantriebs (6) bei einer Störung einen Bereich mit einer kleinen Drehzahl,
vorzugsweise zumindest ±3%, insbesondere ±7%, bevorzugt ±10% und besonders bevorzugt ±15% der Nenndrehzahl,
möglichst schnell und/oder mit möglichst geringer Last, vorzugsweise ohne wesentliche elektrische Antriebsleistung des Differenzialantriebes (6), durchfährt.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzialantrieb (6) den Bereich mit kleiner Drehzahl ausgehend von einer motorischen Drehrichtung in eine generatorischen Drehrichtung durchfährt.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem die
elektrische Maschine (32) eine doppelt gespeiste
Drehstrommaschine ist.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch
gekennzeichnet, dass, während die Betriebsbremse (36) in Betrieb ist, der Rotor der elektrischen Maschine (32) ausschließlich im Wesentlichen lastfrei oder mit Energie aus den Zwischenkreiskondensatoren (39) betrieben wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch
gekennzeichnet, dass die Betriebsbremse (14, 36) aktiviert wird, um Triebstrang-Drehschwingungen zu reduzieren.
12. Triebstrang, insbesondere einer Energiegewinnungsanlage, mit einem Rotor (1), mit einer mit einem Netz (10)
verbundenen elektrischen Maschine (8, 32) und mit einer auf den Triebstrang zwischen Rotor (1) und elektrischer
Maschine (8, 32) wirkenden elektromagnetischen Bremse als Betriebsbremse (14, 36), dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsbremse (14, 36) für eine Erregerspannung ausgelegt ist, die größer als die für das Nennbremsmoment der
Betriebsbremse (14, 36) erforderliche Erregerspannung ist.
13. Triebstrang nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsbremse (14, 36) mit einem Regelgerät (20) verbunden ist, das für eine Erregerspannung ausgelegt ist, die größer als die für das Nennbremsmoment der
Betriebsbremse (14, 36) erforderliche Erregerspannung ist.
14. Triebstrang nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass das Regelgerät (20) mit einer Überwachungs-Einrichtung (21, 7, 16, 17, 18, 35, 37, 38, 39, 47) verbunden ist, das eine Störung erkennt.
15. Triebstrang nach einem der Ansprüche 12 bis 14,
gekennzeichnet durch einen Chopper (17) oder Crowbar (18, 38), mit dem die Versorgungsspannung für die Betriebsbremse (14) geregelt wird.
16. Triebstrang nach einem der Ansprüche 12 bis 15,
gekennzeichnet durch Sicherungen (27), welche eine
elektrische Verbindungsleitung zwischen dem
Differenzialantrieb (6) und Wechselspannungs-Umrichter (7) trennen, und die mittels eines Triggersignals (41, 45, 46) ausgelöst werden.
17. Triebstrang nach einem der Ansprüche 12 bis 16, dadurch
gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (32) eine doppelt gespeiste Drehstrommaschine ist.
18. Triebstrang nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass der generatorseitige Umrichter (35a) den Phasenwinkel des Generators (32) im Wesentlichen netzsynchron regelt.
19. Triebstrang nach einem der Ansprüche 12 bis 16,
gekennzeichnet durch ein Differenzialgetriebe (3) mit drei An- bzw. Abtrieben, wovon ein erster Antrieb mit der
Antriebswelle, ein Abtrieb mit der elektrischen Maschine (8) und ein zweiter Antrieb mit einem Differenzialantrieb (6) verbunden ist, der über einen Wechselspannungs- Umrichter (7) mit einem Gleichspannungszwischenkreis (16) mit dem Netz (10) verbunden ist.
20. Triebstrang nach Anspruch 19, gekennzeichnet durch eine
Schutzeinrichtung (42), welche eine elektrische
Verbindungsleitung (43) zwischen dem Differenzialantrieb (6) und dem Wechselspannungs-Umrichter (7) kurzschließt, und die mittels eines Triggersignals (41, 45, 46) aus einer Spannungs- bzw. Fehlerüberwachung, insbesondere des
Choppers (17) und/oder des Crowbar (18, 28) und/oder des Gleichspannungszwischenkreises (16), ausgelöst wird.
21. Triebstrang nach Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, dass die Phasen der Verbindungsleitung (43) mittels Widerständen (44) kurzschließbar sind.
22. Energiegewinnungsanlage, Antrieb einer industriellen
Maschine, Pumpe oder dergleichen, dadurch gekennzeichnet, dass deren Triebstrang nach einem der Ansprüche 12 bis 21 ausgeführt ist.
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