WO2013020148A2 - Energiegewinnungsanlage, insbesondere windkraftanlage - Google Patents

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Definitions

  • the invention relates to an energy production plant, in particular a wind turbine, with a drive shaft connected to a rotor, a generator connected to a network, a
  • Differential gear of which a drive is connected to an electric differential drive, and with an electric
  • the generator has an exciter control and wherein the differential drive is connected to a frequency converter.
  • Medium-voltage network can be connected and (b) the necessary for the variable speed frequency converter very powerful and therefore a source of efficiency losses.
  • differential drives are used, which directly connected to the medium-voltage network externally-excited medium-voltage synchronous generators in combination with a differential gear and an auxiliary drive, which preferably provides a permanent magnet synchronous machine in combination with an IGBT frequency converter low power use.
  • WO 2010/121783 A shows a differential system with a
  • Synchronous machine in combination with an IGBT frequency converter.
  • the control of the excitation device has essentially the tasks of (a) to regulate the amplitude of the voltage at the generator terminals constant to a predetermined value, (b) the predetermined
  • the invention is therefore based on the task corresponding
  • Fig. 1 shows the principle of a differential gear with a
  • Fig. 5 shows an embodiment of an inventive configuration of the emergency power supply for the excitation control
  • Fig. 6 shows an alternative embodiment of an inventive
  • the power of the rotor of a wind turbine is calculated from the formula
  • Ratio of blade tip speed to wind speed of the rotor of the wind turbine is.
  • the rotor of a wind turbine is designed for an optimal performance coefficient based on a in the course of Development speed to be determined (usually a value between 7 and 9) designed. For this reason, when operating the wind turbine in the partial load range, a correspondingly low speed must be set in order to ensure optimum aerodynamic efficiency.
  • Fig. 1 shows a possible principle of a differential system for a variable speed wind turbine.
  • a rotor 1 of the wind turbine which sits on a drive shaft 2 for a main gear 3, drives the main gear 3 at.
  • a differential stage 4 Between the main gear 3 and the generator 13 is a differential stage 4, which is driven by the main gear 3 via a planet carrier 10 of the differential stage 4.
  • the generator 13 - preferably a third-excited medium voltage synchronous generator - is connected to a ring gear 11 of the differential stage 4 and is driven by this.
  • Differential stage 4 is connected to a differential drive 14.
  • the speed of the differential drive 14 is regulated to
  • a 2-stage differential gear is selected in the case shown, which is a matching gear stage 15 in the form of a spur gear between the
  • Differential stage 4 and the differential drive 14 provides.
  • the differential stage 4 and the adjustment gear 15 thus form the 2-stage differential gear.
  • the differential drive 14 is a three-phase machine, which is connected via a frequency converter 16 and a transformer 17 to the medium-voltage network 9.
  • the power of the differential drive 14 is substantially proportional to the product of percent deviation of
  • Turbomachines of any kind such as wind turbines, water turbines or pumps, plants for the production of energy from ocean currents, or any kind of
  • Fig. 2 shows the principle of a static excitation device with the following essential components: uninterruptible
  • UPS Power supply
  • exciter transformer to adjust the voltage level (T)
  • controlled rectifier GR
  • de-excitation device EE
  • exciter winding EW
  • exciter control ER
  • the components UPS and de-energizing equipment EE are optional and only necessary if a uniform control dynamics is required in case of network faults.
  • Fig. 3 shows a possible basic structure of the electrical part of a differential system according to FIG. 1.
  • Three-phase machine 14 are connected to two so-called frequency converter output stage 22. These essentially consist of a controlled IGBT full bridge 19, a controller, DC link capacitors 20, a current measurement and DC fuses 21.
  • the IGBTs 19 is preferably a water cooling, but can also be carried out as air cooling.
  • the DC voltage intermediate circuit 23 is the link for the individual frequency converter output stages 22. To protect the
  • Frequency converter against overvoltage is here also preferably a so-called brake chopper 24 connected with resistors.
  • This brake chopper 24 can be used at e.g. Power failure also convert excess energy into heat.
  • This emergency power supply 25 preferably consists essentially of connected to the DC voltage intermediate circuit 23
  • the emergency power supply 25 may also take over the function of the brake chopper 24 in whole or in part.
  • Frequency converter output stage 22 as a controlled rectifier module and the line-side frequency converter output stage 22 as a so-called active grid feed module (inverter).
  • LCL filter 27 is provided.
  • the IGBT full bridges 19 are clocked at the motor side, preferably at 4 kHz, on the network side, depending on the design of the LCL filter 27, a different clock frequency can be selected. As with increasing clock frequency, the losses in the IGBT full bridges 19 increase or the allowable current load of the IGBT full bridges 19 is lower, depending on the operating point of the differential system, the
  • Clock frequency are set to an optimal for the utilization of the system value or the clock frequency during operation are varied accordingly.
  • Fig. 4 shows the course of the reactive current output of a third-excited synchronous generator during a power failure, with (continuous line) and without (dotted line) emergency power supply for Pathogen control. This assumes a fast break in the grid voltage from 100% to 10%. The mains voltage then remains at this level for ls and then goes back to the original output value. Usually, the grid rules require that during a mains voltage dip the
  • Another advantage is that the generator can be more easily maintained at rated speed when the excitation remains on.
  • Generator 13 emitted reactive power can not be controlled, or sets the reactive current depending on mains voltage dips duration and - size according to the design parameters of the synchronous generator. Thus one can not possibly, deviating from it
  • FIGS. 5 and 6 show embodiments according to the invention of the uninterruptible emergency power supply 25 for the frequency converter 19 of the differential drive 14, which is preferably a
  • IGB full bridges 19 are connected to the three-phase machine 14 or via the transformer 30 to the medium-voltage network 26.
  • the DC voltage intermediate circuit 23 is the connecting element for the individual IGB full bridges 19.
  • the capacitors 31 connected in the DC voltage intermediate circuit are preferably foil capacitors and serve, above all, for smoothing the intermediate circuit voltage or the ripple current.
  • To protect the frequency converter against overvoltage is also here preferably via an IGBT half-bridge
  • This brake chopper 24 has the task any occurring in the DC voltage intermediate circuit 23 voltage spikes
  • an energy storage is connected as an emergency power supply 25, which is preferably connected to the DC voltage intermediate circuit 23
  • High performance capacitors 32 exists.
  • the energy store 25 can also have accumulators or other electrical storage media instead of the high-performance capacitors.
  • the nominal voltage of the DC intermediate circuit 23 is in the case of the use of 1700V IGBT- modules usually around the 1050Vdc and should ideally be regulated in a range of a maximum of 1150Vdc and a minimum of lOOOVdc, so as not to limit the control capacity of the differential drive. If one were to design the emergency power supply 25 for this voltage range, this would be due to the (a) necessary high number of parallel capacitors and (b) the small realizable margin between maximum and minimum allowed
  • DC / DC converter consisting for example of an IGBT half-bridge 33 and a
  • the DC / DC converter 33 connected to the DC voltage intermediate circuit 23.
  • the maximum voltage for the high power capacitors 32 may then be set to e.g. 300-400Vdc be limited.
  • the DC / DC converter 33 described above is a bidirectional buck converter.
  • the DC / DC converter can also be designed with an IGBT full bridge.
  • the static excitation device 35 (FIG. 5) and the
  • synchronous generators 13 operate at a substantially lower voltage level or operating voltage, namely typically in a range from approximately 80 Vdc to 130 Vdc with static excitation according to FIG. 5 or approximately 20 Vdc to 50 Vdc
  • a power supply for the field winding can be realized with a voltage in the required range of 20-130 Vdc with simple means.
  • a unidirectional DC chopper (unidirectional buck converter) is designed in the form of an IGBT full bridge, but may also consist of an IGBT half-bridge or one or three chopper modules (half-bridge consisting of a diode and an IGBT).
  • the IGBT full bridge has the advantage that standard converter hardware can be used and the output ripple is smaller than with a half bridge and thus the filtering at the output is facilitated.
  • an additional DC chopper unidirectional DC chopper
  • Capacitor may be required at the DC-DC input because the high current ripple reduces the life of the energy storage.
  • the filter of the buck converter 35 can be used with regard to (a) control dynamics, (b) current ripple (improved power quality of the generator), (c)
  • a bidirectional DC-DC converter can be used. This can be de-energized with the negative DC link voltage.
  • the bidirectional DC-DC converter can be implemented by an IGBT full bridge (standard converter), wherein the field winding is switched to two half-bridge outputs and a half-bridge output remains free, but can also be realized by two IGBT half-bridges.
  • DC intermediate circuit 23 and excitation control 35 is located. This is an optimal dimensioning of the energy storage 32 at
  • the energy flow for the supply of the exciter control 35 takes place in normal operation via the network-side IGBT full bridge 19, DC / DC converter 33, High power capacitors 32 and DC / DC converters 36
  • Energy storage 32 can be better used, (c) the excitation of the synchronous generator 13 can be controlled even in case of power failure and (d) the exciter control 35 can be implemented easily and inexpensively.
  • the drive shaft is in each case driven directly or indirectly by the devices driven by the flow medium, for example water.

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Abstract

Eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, weist eine mit einem Rotor (1) verbundenen Antriebswelle, einen mit einem Netz (9) verbundenen Generator (13), ein Differenzialgetriebe (10 bis 12), von dem ein Antrieb mit einem elektrischen Differenzial-Antrieb (18) verbunden ist, und einen elektrischen Energiespeicher (32) auf, wobei der Generator (13) eine Erregerregelung (35) aufweist und wobei der Differenzial-Antrieb (18) mit einem Frequenzumrichter (19) verbunden ist. Sowohl die Erregerregelung (35, 37) als auch der Frequenzumrichter (19) des Differential -Antriebs (14) sind mit dem Energiespeicher (32) verbunden.

Description

Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraf anlage
Die Erfindung betrifft eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer mit einem Rotor verbundenen Antriebswelle, einem mit einem Netz verbundenen Generator, einem
Differenzialgetriebe, von dem ein Antrieb mit einem elektrischen Differenzial -Antrieb verbunden ist, und mit einem elektrischen
Energiespeicher, wobei der Generator eine Erregerregelung aufweist und wobei der Differenzial -Antrieb mit einem Frequenzumrichter verbunden ist .
Windkraftwerke gewinnen zunehmend an Bedeutung als
Energiegewinnungsanlagen. Dadurch erhöht sich kontinuierlich der prozentuale Anteil der Stromerzeugung durch Wind. Dies wiederum bedingt einerseits neue Standards bezüglich Stromqualität und
andererseits einen Trend zu noch größeren Windkraftanlagen.
Gleichzeitig ist ein Trend Richtung Off -shore-Windkraftanlagen erkennbar, welcher Anlagengrößen von zumindest 5MW installierter Leistung fordert. Durch die erwähnten höheren Anforderungen an die Stromqualität gewinnen hier hochdynamische bzw. auch bei Netzfehlern regelbare Anlagen eine besondere Bedeutung.
Allen Anlagen gemeinsam ist die Notwendigkeit einer variablen
Rotordrehzahl, einerseits zur Erhöhung des aerodynamischen
Wirkungsgrades im Teillastbereich und andererseits zur Regelung des Drehmomentes im Antriebsstrang der Windkraftanlage. Letzteres zum Zweck der Drehzahlregelung des Rotors in Kombination mit der
Rotorblattverstellung.
Derzeit sind daher Windkraftanlagen im Einsatz, welche diese Forderung durch Einsatz von drehzahlvariablen Generator-Lösungen zunehmend in der Form von sogenannten permanentmagneterregten Niederspannungs- Synchrongeneratoren in Kombination mit IGBT-Frequenzumrichtern erfüllen. Diese Lösung hat jedoch den Nachteil, dass (a) die
Windkraftanlagen nur mittels Transformatoren an das
Mittelspannungsnetz anschließbar sind und (b) die für die variable Drehzahl notwendigen Frequenzumrichter sehr leistungsstark und daher eine Quelle für Wirkungsgradverluste sind. Alternativ werden daher auch sogenannte Differenzialantriebe eingesetzt, welche direkt an das Mittelspannungsnetz angeschlossene fremderregte Mittelspannungs- Synchrongeneratoren in Kombination mit einem Differenzialgetriebe und einem Hilfsantrieb, welcher vorzugsweise eine permanentmagneterregte Synchronmaschine in Kombination mit einem IGBT-Frequenzumrichter kleiner Leistung vorsieht, verwenden.
Die WO 2010/121783 A zeigt ein Differenzialsystem mit einem
elektrischen Servoantrieb mit einer permanentmagneterregten
Synchronmaschine in Kombination mit einem IGBT-Frequenzumrichter .
Die Erregung fremderregter Mittelspannungs-Synchrongeneratoren erfolgt beispielsweise mittels einer sogenannten statischen Erregung, welche im Wesentlichen die Rotorwicklung des Synchrongenerators über einen Schleifring mit geregeltem Erregerstrom versorgt (Fig. 5) . Alternativ werden sogenannte bürstenlose Erregereinrichtungen eingesetzt, welche eine meist am vom Antrieb abgewandten Ende des Synchrongenerators angeordnete Erregermaschine mit rotierendem Dioden-Gleichrichter haben (Fig. 6) . Die Erregermaschine wird ebenfalls mit geregeltem
Erregerstrom versorgt, welche jedoch im Vergleich zur erstgenannten Lösung mit wesentlich geringeren Stromstärken das Auslangen findet. Die Regelung der Erregereinrichtung hat im Wesentlichen die Aufgaben (a) die Amplitude der Spannung an den Generatorklemmen konstant auf einen vorgegebenen Wert zu regeln, (b) den vorgegebenen
Leistungsfaktor (cos-phi) einzustellen und (c) die Erregerwicklung vor Überlastung zu schützen.
Die neuen Standards für die Netzeinspeisung von
Energiegewinnungsanlagen, insbesondere Windkraftanlagen, machen es erforderlich, dass bei auftretenden Netzfehlern die Regelbarkeit sowohl des Differenzial -Antriebes als auch der Erregerregelung während der gesamten Dauer des Netzfehlers aufrecht erhalten bleibt. Dazu sind Erregerregelungen gemäß Stand der Technik nur dann in der Lage, wenn sie mit einer aufwändigen USV-Anlage ausgestattet sind.
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zu Grunde entsprechende
Vorkehrungen zu treffen, damit bei möglichst geringem Aufwand die volle Funktion von Differenzial -Antrieb und Erregerregelung aufrecht erhalten bleibt .
Gelöst wird diese Aufgabe mit einer Energiegewinnungsanlage mit den Merkmalen des Anspruchs 1.
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der
Unteransprüche .
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme auf die angeschlossenen Zeichnungen detailliert
beschrieben. Es zeigt
Fig. 1 das Prinzip eines Differenzialgetriebes mit einem
elektrischen Differenzial-Antrieb gemäß Stand der Technik,
Fig. 2 das Prinzip einer statischen Erregerregelung gemäß Stand der Technik,
Fig. 3 eine mögliche Notstromversorgung eines Dif ferenzial-
Antriebes,
Fig. 4 beispielhaft den Verlauf der Blindstromabgabe eines
fremderregten Synchrongenerators während eines Netzfehlers, mit und ohne Notstromversorgung für die Erregerregelung,
Fig. 5 eine Ausführungsform einer erfindungsgemäßen Konfiguration der Notstromversorgung für die Erregerregelung und
Fig. 6 eine alternative Ausführungsform einer erfindungsgemäßen
Konfiguration der NotStromversorgung für die
Erregerregelung .
Die Leistung des Rotors einer Windkraftanlage errechnet sich aus der Formel
Rotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Windgeschwindigkeit3
* Luftdichte/2 wobei der Leistungsbeiwert abhängig von der Schnelllaufzahl (=
Verhältnis Blattspitzen-Geschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) des Rotors der Windkraftanlage ist. Der Rotor einer Windkraftanlage ist für einen optimalen Leistungsbeiwert basierend auf einer im Zuge der Entwicklung festzulegenden Schnelllaufzahl (meist ein Wert zw. 7 und 9) ausgelegt. Aus diesem Grund ist beim Betrieb der Windkraftanlage im Teillastbereich eine entsprechend kleine Drehzahl einzustellen, um einen optimalen aerodynamischen Wirkungsgrad zu gewährleisten.
Fig. 1 zeigt ein mögliches Prinzip eines Differenzialsystems für eine drehzahlvariable Windkraftanlage. Ein Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf einer Antriebswelle 2 für ein Hauptgetriebe 3 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 3 an. Zwischen dem Hauptgetriebe 3 und dem Generator 13 befindet sich eine Differenzialstufe 4, welche vom Hauptgetriebe 3 über einen Planetenträger 10 der Differenzialstufe 4 angetrieben wird. Der Generator 13 - vorzugsweise ein fremderregter Mittelspannungs- Synchrongenerator - ist mit einem Hohlrad 11 der Differenzialstufe 4 verbunden und wird von diesem angetrieben. Ein Ritzel 12 der
Differenzialstufe 4 ist mit einem Differenzial-Antrieb 14 verbunden. Die Drehzahl des Differenzial -Antriebes 14 wird geregelt, um
einerseits bei variabler Drehzahl des Rotors 1 eine konstante Drehzahl des Generators 13 zu gewährleisten und andererseits das Drehmoment im Triebstrang der Windkraftanlage zu regeln. Um die Eingangsdrehzahl für den Differenzial-Antrieb 14 zu erhöhen wird im gezeigten Fall ein 2- stufiges Differenzialgetriebe gewählt, welches eine Anpassungs- Getriebestufe 15 in Form einer Stirnradstufe zwischen der
Differenzialstufe 4 und dem Differenzial-Antrieb 14 vorsieht. Die Differenzialstufe 4 und die Anpassungs-Getriebestufe 15 bilden somit das 2-stufige Differenzialgetriebe . Der Differenzial -Antrieb 14 ist eine Drehstrommaschine, welche über einen Frequenzumrichter 16 und einen Transformator 17 an das Mittelspannungsnetz 9 angeschlossen wird.
Die Leistung des Differenzial-Antriebes 14 ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus prozentueller Abweichung der
Rotordrehzahl von dessen Grunddrehzahl (meist als Schlupf bezeichnet) mal Rotor-Leistung. Dementsprechend erfordert ein großer
Drehzahlbereich grundsätzlich eine entsprechend große Dimensionierung des Differenzial-Antriebes 14. Das heißt, je kleiner der notwendige Drehzahlbereich an der Antriebswelle ist, desto kleiner kann der erforderliche Differenzial -Antrieb und demzufolge auch der Aufwand für dessen Herstellung und Betrieb sein. Strömungsmaschinen jeglicher Art wie z.B. Windkraftanlagen, Wasserturbinen bzw. -pumpen, Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Meeresströmungen, bzw. jede Art von
Industrieanlagen, welche mit eingeschränktem Drehzahlbereich arbeiten, sind daher die idealen Einsatzgebiete für Differenzialsysteme .
Fig. 2 zeigt das Prinzip einer statischen Erregereinrichtung mit folgenden wesentlichen Komponenten: unterbrechungsfreie
Spannungsversorgung (USV) , Erregertransformator zur Anpassung des Spannungsniveaus (T) , gesteuerter Gleichrichter (GR) , Entregungs- Einrichtung (EE) , Erregerwicklung (EW) und Erregerregelung (ER) . Die Komponenten USV und Entregungs-Einrichtung (EE) sind optional und nur dann erforderlich, wenn bei Netzfehlern eine gleichmäßige Regeldynamik gefordert ist.
Fig. 3 zeigt einen möglichen grundsätzlichen Aufbau des elektrischen Teils eines Differenzial-Systems gemäß Fig. 1. Mit der
Drehstrommaschine 14 sind zwei sogenannte Frequenzumrichter-Endstufe 22 verbunden. Diese bestehen im Wesentlichen aus einer gesteuerten IGBT-Vollbrücke 19, einem Controller, Zwischenkreis-Kondensatoren 20, einer Strommessung und Gleichstromsicherungen 21. Die Kühlung
insbesondere der IGBTs 19 ist vorzugsweise eine Wasserkühlung, kann aber auch als Luftkühlung ausführt werden.
Der Gleichspannungszwischenkreis 23 ist das Verbindungsglied für die einzelnen Frequenzumrichter-Endstufen 22. Zum Schutz des
Frequenzumrichters gegen Überspannung wird hier vorzugsweise auch ein sogenannter Brems-Chopper 24 mit Widerständen angeschlossen. Dieser Brems-Chopper 24 kann bei z.B. Netzausfall auch überschüssige Energie in Wärme umwandeln.
Darüber hinaus wird für Energiegewinnungsanlagen mit
Differenzialsystemen auch eine Notstromversorgung 25 eingesetzt. Diese Notstromversorgung 25 besteht vorzugsweise im Wesentlichen aus an den Gleichspannungszwischenkreis 23 angeschlossenen
Hochleistungskondensatoren. Um das Spannungsniveau bzw. die
Betriebsspannung dieser Hochleistungskondensatoren optimal bzw.
flexibel zu gestalten, können diese über DC/DC-Wandler an den
Gleichspannungszwischenkreis 23 angeschlossen werden. Abhängig von der Betriebsführung der Energiegewinnungsanlage kann die Notstromversorgung 25 unter Umständen auch die Funktion des Brems- Choppers 24 ganz oder teilweise übernehmen. Zwischen dem
Gleichspannungszwischenkreis 23 und dem Netz 26 werden vorzugsweise die gleichen Frequenzumrichter-Endstufen 22 eingesetzt.
Im Falle eines Differenzial- Systems gem. Fig. 1 arbeitet dieses sowohl generatorisch als auch motorisch. Das heißt, im motorischen Betrieb arbeitet die maschinenseitige Frequenzumrichter-Endstufe 22 als
Wechselrichter zur Drehzahl/Drehmoment-Regelung und die netzseitige Frequenzumrichter-Endstufe 22 als Gleichrichtermodul. Im
generatorischen Betrieb arbeitet die maschinenseitige
Frequenzumrichter-Endstufe 22 als gesteuerter Gleichrichtermodul und die netzseitige Frequenzumrichter-Endstufe 22 als sogenanntes aktives Netzeinspeisemodul (Wechselrichter) .
Damit die netzseitige Frequenzumrichter-Endstufe 22 die vom
Netzbetreiber geforderten Stromqualitätskriterien erfüllen, ist ein sogenannter LCL-Filter 27 vorzusehen. Dazu kommen noch Sicherungen 28, Leistungsschalter 29 und ein Netztransformator 30, welcher die vorzugsweise Niederspannung des Differenzial -Antriebes an die Spannung des Netzes 26 anpasst.
Um die Belastung der Drehstrommaschine 14 möglichst gering zu halten, werden die IGBT-Vollbrücken 19 motorseitig vorzugsweise mit 4kHz getaktet, netzseitig kann, abhängig von der Auslegung des LCL-Filters 27, eine andere Taktfrequenz gewählt werden. Da mit höher werdender Taktfrequenz auch die Verluste in den IGBT-Vollbrücken 19 steigen bzw. die zulässige Strombelastung der IGBT-Vollbrücken 19 niedriger wird, kann abhängig vom Betriebspunkt des Differenzial -Systems die
Taktfrequenz auf einen für die Auslastung des Systems optimalen Wert eingestellt werden bzw. die Taktfrequenz während des Betriebes entsprechend variiert werden.
Fig. 4 zeigt den Verlauf der Blindstromabgabe eines fremderregten Synchrongenerators während eines Netzfehlers, mit (durchgängige Linie) und ohne (strichlierte Linie) Notstromversorgung für die Erregerregelung. Dabei wird ein schneller Einbruch der Netzspannung von 100% auf 10% angenommen. Die Netzspannung bleibt dann für ls auf diesem Niveau und geht im Anschluss daran auf den ursprünglichen Ausgangswert zurück. Üblicherweise verlangen die Einspeisevorschriften (Gridcodes) , dass während eines Netzspannungseinbruches die
Energieerzeugungsanlagen zumindest den Nennstrom als Blindstrom ins Netz einspeisen. Fig. 4 zeigt, dass man ohne Notstromversorgung für die Erregung die Gridcodes nicht erfüllen kann, da es nach ca. 200ms nicht mehr möglich ist, Blindstrom in das Netz abzugeben (strichlierte Linie) . Genau das ist aber wichtig um das Netz zu stützen.
Ein weiterer Vorteil ist, dass der Generator leichter auf Nenndrehzahl gehalten werden kann wenn die Erregung eingeschaltet bleibt .
Darüber hinaus kann während dieses Spannungseinbruches der vom
Generator 13 abgegebene Blindstrom nicht geregelt werden, bzw. stellt sich der Blindstrom abhängig von Netzspannungseinbruch-Dauer und - Größe entsprechend den Auslegungsparametern des Synchrongenerators ein. Dadurch kann man nicht allfällige, hiervon abweichende
Anforderungen erfüllen.
Fig. 5 und Fig. 6 zeigen erfindungsgemäße Ausführungsformen der unterbrechungsfreien NotStromversorgung 25 für den Frequenzumrichter 19 des Differenzial-Antriebes 14, der vorzugsweise ein
Niederspannungs-Frequenzumrichter ist, und einer Erregereinrichtung 35 des Generators 13. Wie schon in Verbindung mit Fig. 3 beschrieben sind auch hier IGB -Vollbrücken 19 mit der Drehstrommaschine 14 bzw. über den Transformator 30 mit dem Mittelspannungsnetz 26 verbunden. Der Gleichspannungszwischenkreis 23 ist das Verbindungsglied für die einzelnen IGB -Vollbrücken 19. Die in den Gleichspannungszwischenkreis geschalteten Kondensatoren 31 sind vorzugsweise Folienkondensatoren und dienen vor allem zum Glätten der ZwischenkreisSpannung bzw. des Rippelstromes . Zum Schutz des Frequenzumrichters gegen Überspannung wird auch hier vorzugsweise ein über eine IGBT-Halbbrücke
angesteuerter sogenannter Brems -Chopper 24 mit Widerständen
angeschlossen. Dieser Brems-Chopper 24 hat die Aufgabe allfällige im Gleichspannungszwischenkreis 23 auftretende Spannungsspitzen
abzusaugen und dadurch eine Systemabschaltung wegen Überspannung zu vermeiden. Um bei z.B. Netzfehlern die Energieversorgung des Frequenzumrichters 19 sicher zu stellen, wird ein Energiespeicher als Notstromversorgung 25 angeschlossen, welcher vorzugsweise aus an den Gleichspannungszwischenkreis 23 angeschlossenen
Hochleistungskondensatoren 32 besteht. Der Energiespeicher 25 kann aber anstelle der Hochleistungskondensatoren auch Akkumulatoren oder andere elektrische Speichermedien aufweisen.
Die Nennspannung des Gleichspannungszwischenkreises 23 beträgt im Falle des Einsatzes von 1700V-IGBT- odulen meist um die 1050Vdc und sollte idealerweise in einem Bereich von maximal 1150Vdc und minimal lOOOVdc geregelt werden, um das Regelvermögen des Differenzial- Antriebes nicht einzuschränken. Würde man die Notstromversorgung 25 für diesen Spannungsbereich auslegen, würde diese aufgrund der (a) notwendigen hohen Anzahl paralleler Kondensatoren und (b) der geringen realisierbaren Spanne zwischen maximaler und minimal erlaubter
Spannung des Gleichspannungszwischenkreis 23 sehr groß und demzufolge auch entsprechend teuer werden. Um das Spannungsniveau bzw. die
Betriebsspannung dieser Hochleistungskondensatoren optimal zu
gestalten, werden diese daher vorzugsweise via eines DC/DC-Wandlers bestehend beispielsweise aus einer IGBT-Halbbrücke 33 und einer
Induktivität 34 an den Gleichspannungszwischenkreis 23 angeschlossen. Die maximale Spannung für die Hochleistungskondensatoren 32 kann dann auf z.B. 300-400Vdc begrenzt werden. Vorzugsweise ist der oben beschriebene DC/DC-Wandler 33 ein bidirektionaler Tiefsetzsteller. Optional kann der DC/DC-Wandler auch mit einer IGBT-Vollbrücke ausgeführt werden.
Die statische Erregereinrichtung 35 (Fig. 5) und die
Erregereinrichtung für die Erregermaschine 37 (Fig. 6) des
Synchrongenerators 13 arbeiten im Gegensatz zum Frequenzumrichter 19 auf einem wesentlich geringeren Spannungsniveau bzw. Betriebsspannung, nämlich typischerweise in einem Bereich von ca. 80Vdc bis 130Vdc bei statischer Erregung gemäß Fig. 5 bzw. ca. 20 Vdc bis 50 Vdc bei
Erregermaschine gemäß Fig. 6. Würde man hier versuchen, die Versorgung der Erregereinrichtung direkt vom Gleichspannungszwischenkreis 23 zu realisieren, um die Notstromversorgung 25 zu nutzen, wäre dies aufgrund der hohen Spannungsdifferenz mit einem DC/DC-Wandler nur (äußerst) aufwändig zu realisieren. Mit einem weiteren DC/DC-Wandler, bestehend beispielsweise aus einer IGBT-Halbbrücke 36 und einer
Induktivität, welcher am jeweils optimalen Spannungsniveau der
Hochleistungskondensatoren 32 liegt, kann eine Stromversorgung für die Erregerwicklung mit einer Spannung im erforderlichen Bereich von 20- 130Vdc mit einfachen Mitteln realisiert werden. Vorzugsweise ist hierbei ein unidirektionaler Gleichstromsteller (unidirektionaler Tiefsetzsteller) in Form einer IGBT-Vollbrücke ausgeführt, kann aber auch aus einer IGBT-Halbbrücke oder einem bzw. drei Choppermodulen (Halbbrücke bestehend aus einer Diode und einem IGBT) bestehen. Die IGBT-Vollbrücke hat den Vorteil, dass Standard-Stromrichter-Hardware eingesetzt werden kann und der Ausgangsstromrippel kleiner ist als mit einer Halbbrücke und somit die Filterung am Ausgang erleichtert wird. Je nach Ausführung der Energiespeicher kann ein zusätzlicher
Kondensator am Gleichstromsteller-Eingang erforderlich sein, da der hohe Stromrippel die Lebensdauer des Energiespeichers verringert . Der Filter des Tiefsetzstellers 35 kann hinsichtlich (a) Regeldynamik, (b) Stromrippel (verbesserte Netzqualität des Generators) , (c)
Gleichtaktspannung (Vermeidung Lagerströme) optimiert werden.
Ist für die Applikation ein schnelles Entregen relevant, so kann ein bidirektionaler Gleichstromsteller eingesetzt werden. Dadurch kann mit der negativen Zwischenkreisspannung entregt werden. Vorzugsweise kann der bidirektionale Gleichstromsteller durch eine IGBT-Vollbrücke (Standard-Umrichter) umgesetzt werden, wobei die Erregerwicklung auf zwei Halbbrückenausgänge geschalten wird und ein Halbbrückenausgang frei bleibt, kann aber auch durch zwei IGBT-Halbbrücken realisiert werden .
Im Sinne der Erfindung heißt das, dass im Idealfall das
Spannungsniveau bzw. die Betriebsspannung der Notstromversorgung 25 zwischen den notwendigen Betriebs-Spannungsniveaus von
Gleichstromzwischenkreis 23 und Erregerregelung 35 liegt. Damit ist eine optimale Dimensionierung des Energiespeichers 32 bei
gleichzeitiger Nutzung durch sowohl Frequenzumrichter 16 als auch Erregerregelung 35 gewährleistet.
Der Energiefluss für die Versorgung der Erregerregelung 35 erfolgt im Normalbetrieb über netzseitige IGBT-Vollbrücke 19, DC/DC-Wandler 33, Hochleistungskondensatoren 32 und DC/DC- andler 36
Die wesentlichen Vorteile der beschriebenen Konfiguration sind (a) die ZwischenkreisSpannung des Gleichstromzwischenkreises 23 kann auch bei Netzfehlern geregelt werden, (b) der Energieinhalt des
Energiespeichers 32 kann besser genutzt werden, (c) die Erregung des Synchrongenerators 13 kann auch bei Netzausfall geregelt werden und (d) die Erregerregelung 35 kann einfach und kostengünstig realisiert werden.
Die beschriebenen Ausführungsformen sind nur Beispiele und kommen bevorzugt bei Windkraftanlagen zum Einsatz, sind bei technisch ähnlichen Anwendungen aber ebenfalls umsetzbar. Dies betrifft v.a. Wasserturbinen bzw. -pumpen und Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Meeresströmungen. Für diese Anwendungen gelten die gleichen
Grundvoraussetzungen wie für Windkraftanlagen, nämlich variable
Strömungsgeschwindigkeit. Die Antriebswelle wird jeweils von den vom Strömungsmedium, beispielsweise Wasser, angetriebenen Einrichtungen direkt oder indirekt angetrieben.
Darüber hinaus gilt Gesagtes auch für jede Art von Anlagen, welche aufgrund der Rahmenbedingungen Differenzialantriebe zur Realisierung variabler Drehzahl an der Antriebswelle einsetzen, das heißt jede Art von Antrieben für (Industrie) anlagen welche mit eingeschränktem
Drehzahlbereich betrieben werden.

Claims

Patentansprüche :
1. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer mit einem Rotor (1) verbundenen Antriebswelle, einem mit einem Netz (9) verbundenen Generator (13) , einem Differenzialgetriebe (10 bis 12) , von dem ein Antrieb mit einem elektrischen
Differenzial -Antrieb (18) verbunden ist, und mit einem
elektrischen Energiespeicher (32) , wobei der Generator (13) eine Erregerregelung (35, 37) aufweist und wobei der Differenzial - Antrieb (18) mit einem Frequenzumrichter (19) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass sowohl die Erregerregelung (35, 37) als auch der Frequenzumrichter (19) des Differential -Antriebs (14) mit dem Energiespeicher (32) verbunden sind.
2. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch eine Notstromversorgung (25) , die den Energiespeicher (32) enthält .
3. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Erregerregelung (35, 37) den Energiespeicher (32) enthält .
4. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Differenzial -Antrieb (18) über den Frequenzumrichter (19) mit einem Gleichstromzwischenkreis (23) verbunden ist.
5. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Gleichstromzwischenkreis (23) mittels eines DC/DC-Wandlers (33) an den Energiespeicher (32)
angeschlossen ist.
6. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die
Erregerregelung (35, 37) mittels eines DC/DC-Wandlers (36) an den Energiespeicher (32) angeschlossen ist. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass der DC/DC-Wandler (33, 36) ein vorzugsweise bidirektionaler Gleichstromsteller ist.
Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass der DC/DC-Wandler (33, 36) IGBT-Vollbrücken und/oder Thyristoren aufweist.
Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 9, gekennzeichnet durch eine Erregerregelung (35, 37) zum Regeln der Spannung und/oder des Blindstroms des Generators (13) .
Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Betriebsspannung des
Energiespeichers (32) zwischen den Betriebsspannungen des
Gleichstromzwischenkreises (23) und der Erregerregelung (35, 37) liegt .
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