AT510118A1

AT510118A1 - Drehzahlvariabler generator für eine windkraftanlage und verfahren zum betreiben dieses generators

Info

Publication number: AT510118A1
Application number: AT0111210A
Authority: AT
Original assignee: Hehenberger Gerald Dipl Ing
Priority date: 2010-07-01
Filing date: 2010-07-01
Publication date: 2012-01-15
Also published as: WO2012001135A2; DE112011102244A5; WO2012001135A3

Description

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Die Erfindung betrifft einen drehzahlvariablen Generator mit wenigstens einer elektrischen Wicklung, die an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe angeschlossen ist sowie ein Differenzialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster 5 Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem mit einem Netz verbindbaren Generator und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine als Differenzial-Antrieb verbunden ist.

Die Erfindung betrifft des Weiteren ein Verfahren zum Betreiben eines drehzahlvariablen 10 Generators.

Windkraftwerke gewinnen zunehmend an Bedeutung als Elektrizitätserzeugungsanlagen. Dadurch erhöht sich kontinuierlich der prozentuale Anteil der Stromerzeugung durch Wind. Dies wiederum bedingt einerseits neue Standards bezüglich Stromqualität und 15 andererseits einen Trend zu noch größeren Windkraftanlagen. Gleichzeitig ist ein Trend Richtung Off-shore-Windkraftanlagen erkennbar, welcher Anlagengrößen von zumindest 5MW installierter Leistung fordert. Durch die hohen Kosten für Infrastruktur und Wartung bzw. Instandhaltung der Windkraftanlagen im Offshore-Bereich gewinnt hier die Verfügbarkeit der Anlagen eine besondere Bedeutung. 20

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. 25 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 30 sind und (b) die für die variable Drehzahl notwendigen Frequenzumrichter sehr leistungsstark und daher eine Quelle für Wirkungsgradverluste sind. Alternativ werden daher in letzter Zeit auch sogenannte Differenzialantriebe eingesetzt, welche direkt an das Mittelspannungsnetz angeschlossene fremderregte Mittelspannungs-Synchron-generatoren in Kombination mit einem Differenzialgetriebe und einem Hilfsantrieb, 35 welcher vorzugsweise eine permanentmagneterregte Synchronmaschine in Kombination mit einem IGBT-Frequenzumrichter kleiner Leistung vorsieht, verwenden.

Die AT 507 395 A zeigt ein Differenzialsystem mit einem elektrischen Servoantrieb mit einer permanentmagneterregten Synchronmaschine in Kombination mit einem IGBT-40 Frequenzumrichter. : ι: * * * 2

Die bei Energiegewinnungsanlagen, insbesondere Windkraftanlagen, geforderten Standzeiten von bis zu 180.000 Stunden werden von den eingesetzten IGBT Halbleiter-Modulen üblicherweise nicht erreicht. Dadurch sind, sofern kein planmäßiger Austausch 5 dieser Module vorgesehen ist, Ausfälle der kompletten Anlage zu erwarten, welche die Verfügbarkeit der Anlagen entsprechend reduziert. Dies wird umso kritischer, je schlechter die Anlage für Wartungseinsätze erreichbar ist, was v.a. bei sogenannten Offshore-Installationen relevant ist. 10 Das beschriebene Problem dieser generatorisch betriebenen Energiegewinnungsanlagen kann durch den Einsatz von redundanten Frequenzumrichter-Endstufen gelöst werden, wobei im Falle des Kurzschlusses einer IGBT-Endstufe oder einer Wicklung ein unerwünschtes Bremsmoment entsteht. 15 Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zu Grunde entsprechende Vorkehrungen zu treffen, damit der defekte Antriebsstrang kein oder nur ein vernachlässigbares Bremsmoment liefert.

Gelöst wird diese Aufgabe mit einem Generator mit den Merkmalen des Anspruchs 1 20 sowie mit einem Differenzialgetriebe mit den Merkmalen des Anspruchs 16.

Gelöst wird diese Aufgabe des weiteren mit einem Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 17. 25 Die WO 2007/104550 A2 zeigt den elektromotorischen Teil eines Aufzugantriebs bestehend aus einem Rotor und einem Stator, wobei Wicklungen des Stators als Einzahnwicklungen ausgebildet sein können. Die einzelnen Spulen der Statorwicklung können parallel oder in Reihe zu einem Wicklungsstrang verschaltbar und an einen Umrichter angeschlossen sein. Die Verwendung einer derart aufgebauten elektrischen 30 Maschine als Generator wird in der WO 2007/104550 A2 nicht beschrieben, ebenso wenig wie der von der vorliegenden Erfindung genutzte Effekt, dass durch den Einsatz einer Einzahnwicklung im Vergleich zu einer konventionellen, sogenannten verteilten Wicklung eine wesentlich höhere Streuinduktivität erreicht wird, wodurch sich im Falle eines Wicklungskurzschlusses oder IGBT-Kurzschlusses ein wesentlich kleineres 35 Bremsmoment ergibt.

Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Unteransprüche.

Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme 40 auf die angeschlossenen Zeichnungen detailliert beschrieben.

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Fig. 1 zeigt eine Windkraftanlage gemäß Stand der Technik mit einem elektrischen Antrieb bestehend aus permanenterregter Synchrongenerator und IGBT-Frequenz-umrichter, 5

Fig. 2 zeigt das Prinzip eines Differenzialgetriebes mit einem elektrischen Differenzial-Antrieb gemäß Stand der Technik,

Fig. 3 zeigt den redundanten Aufbau eines elektrischen Antriebes, 10

Fig. 4 zeigt den prinzipiellen Aufbau einer zweischichtigen Einzahnwicklung,

Fig. 5 zeigt verschiedene Ständer-Nutformen von Drehstrommaschinen, 15 Fig. 6 zeigt verschiedene konstruktive Anordnungen der Permanentmagnete von permanenterregten Drehstrommaschinen,

Fig. 7 zeigt beispielhaft den Verlauf des Bremsmomentes bei Wicklungskurzschluss des Stators einer permanenterregten Synchronmaschine mit Einzahnwicklung und 20 eingebetteten Dauermagneten.

Die Leistung des Rotors einer Windkraftanlage errechnet sich aus der Formel

Rotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Luftdichte/2 * Windgeschwindigkeit3 25 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) 30 ausgelegt. Aus diesem Grund ist beim Betrieb der Windkraftanlage im Teiilastbereich eine entsprechend kleine Drehzahl einzustellen, um einen optimalen aerodynamischen Wirkungsgrad zu gewährleisten.

Fig. 1 zeigt das Prinzip einer drehzahlvariablen Windkraftanlage gemäß Stand der 35 Technik mit einem elektrischen Antrieb mit einem permanenterregten Synchrongenerator und einem IGBT-Frequenzumrichter, welche meist als schnelllaufende Vollumrichter-Systeme bezeichnet werden. Ein Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf einer Antriebswelle 2 für ein Hauptgetriebe 3 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 3 an. Das Hauptgetriebe 3 ist ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnrad stufe. Zwischen dem 40 Hauptgetriebe 3 und dem Generator 6 befinden sich eine Notbremse 4 und eine Kupplung 4 « > * * I · * · 4 5. Der Generator 6 - vorzugsweise ein permanentmagneterregter Synchrongenerator - ist über einen Frequenzumrichter 7 und einen Transformator 8 an ein Mittelspannungsnetz 9 angeschlossen. 5 Fig. 2 zeigt ein mögliches Prinzip eines Differenzialsystems für eine drehzahlvariable Windkraftanlage. Der Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf der Antriebswelle 2 für das Hauptgetriebe 3 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 3 an. Das Hauptgetriebe 3 ist ein 3-stufiges Getriebe mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe. Zwischen Hauptgetriebe 3 und Generator 13 befindet sich eine Differenzialstufe 4, welche vom Hauptgetriebe 3 über 10 einen Planetenträger 10 der Differenzialstufe 4 angetrieben wird. Der Generator 13 -vorzugsweise ein fremderregter Synchrongenerator, der bei Bedarf auch eine Nennspannung größer 20kV haben kann - ist mit einem Hohlrad 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 15 geregelt, um einerseits bei variabler Drehzahl des Rotors 1 eine konstante Drehzahl des Generators 13 zu gewährleisten und andererseits das Drehmoment im kompletten Triebstrang der Windkraftanlage zu regeln. Um die Eingangsdrehzahl für den Differenzial-Antrieb 14 zu erhöhen wird im gezeigten Fall ein 2-stufiges Differenzialgetriebe gewählt, welches eine Anpassungs-Getriebestufe 15 in Form einer Stirnradstufe zwischen 20 Differenzialstufe 4 und Differenzial-Antrieb 14 vorsieht. Die Differenzialstufe 4 und die Anpassungs-Getriebestufe 15 bilden somit das 2-stufige Differenzialgetriebe. Der Differenzial-Antrieb 14 ist eine Drehstrommaschine, welche über einen Frequenzumrichter 16 und einen Transformator 17 an das Mittelspannungsnetz 9 angeschlossen wird. 25 Sowohl der Generator 6 gemäß Fig. 1 als auch der Differenzial-Antrieb 14 gemäß Fig. 2 sind vorzugsweise permanenterregte Synchronmaschinen, wobei jedoch der Differenzial-Antrieb 14 wesentlich kleiner als der Generator 6 dimensioniert werden kann. Gleiches gilt sinngemäß für die Frequenzumrichter beider Systeme. 30 Die Leistung des Differenzial-Antriebes 14 ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus prozentueller Abweichung der Rotordrehzahl von dessen Grunddrehzahl (meist als „Schlupf bezeichnet) mal Rotor-Leistung. Dementsprechend erfordert ein großer Drehzahlbereich grundsätzlich eine entsprechend große Dimensionierung des Differenzial-Antriebes 14. Eine Möglichkeit bei gleichbleibendem Schlupf des 35 Differenzialsystems den Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage zu erweitern und somit den Energieertrag zu erhöhen, ist die Ausnutzung des sogenannten Feldschwächebereiches von z.B. einer permanentmagneterregten Synchron-Drehstrommaschine als elektrischer Differenzial-Antrieb 14. 40 Fig. 3 zeigt den eingangs erwähnten redundanten Aufbau einer drehzahlvariablen • I < .....5 elektrischen Maschine. Beispielhaft ist hier die permanenterregte Synchronmaschine 18, die entweder der Generator 6 von Fig. 1 oder der Differenzial-Antrieb 14 von Fig. 2 sein kann, mit zwei elektrisch getrennten Wicklungen, in der Regel Drehstromwicklungen, ausgeführt. Im Rotor sind Permanentmagnete eingesetzt. Es kann vorteilhaft sein, die 5 elektrische Maschine nicht als Innenläufer sondern als Außenläufer auszuführen, wobei dann der Stator die Permanentmagnete und der Rotor die parallelen Wicklungen aufweist.

Mit dieser Synchronmaschine 18 sind zwei parallele IGBT-Vollbrücken 19 verbunden, welche unabhängig voneinander mit einem Controller regelbar und jeweils mit 10 Kondensatoren 20 versehen sind und über Gleichstromsicherungen 21 an einen Gleichstromzwischenkreis 23 angebunden werden. Die Gleichstromsicherungen 21 sind insofern empfehlenswert, damit bei einem Kurzschluss in einer Frequenzumrichter-Endstufe 22 der Gleichstrom-Zwischenkreis nicht ebenfalls kurzgeschlossen und damit ein weiterer Betrieb der Anlage unmöglich wird. 15

Diese Frequenzumrichter-Endstufen 22, im wesentlichen vorzugsweise bestehend aus gesteuerten IGBT-Vollbrücken 19, Controller, Kondensatoren 20, Strommessung und Gleichstromsicherungen 21, können mit der erforderlichen VerschienungA/erkabelung auf einer gemeinsamen Trägerplatte, welche gleichzeitig ein Teil des Kühlkörpers bzw. mit 20 diesem verbunden ist, montiert werden. Die Kühlung insbesondere der IGBTs ist vorzugsweise eine Wasserkühlung, kann aber auch als Luftkühlung ausgebildet werden. Die genannte Trägerplatte wird vorzugsweise in Gfeitschienen geführt und befestigt. Führt man darüber hinaus die externen Strom- und Kühlmittelanschlüsse generell oder auch nur teilweise steckbar aus, so kann man defekte Frequenzumrichter-Endstufen 22 im 25 Fehlerfall schnell und einfach wechseln.

Der Gleichstromzwischenkreis 23 ist das Verbindungsglied für die einzelnen Frequenzumrichter-Endstufen 22. Zum Schutz des Frequenzumrichters gegen Überspannung wird hier vorzugsweise auch ein sogenannter Brems-Chopper 24 mit 30 Widerständen angeschlossen. Dieser Brems-Chopper 24 kann bei z.B. Netzausfall auch überschüssige Energie vernichten.

Darüber hinaus ist für Energiegewinnungsanlagen mit Differenzialsystemen auch ein Energiespeicher 25 empfehlenswert. Dieser Energiespeicher 25 besteht vorzugsweise im 35 Wesentlichen aus an den Gleichstromzwischenkreis 23 angeschlossenen Supercaps. Um das Spannungsniveau für den Betriebs bereich dieser Supercaps optimal bzw. flexibel zu gestalten, können diese via DC/DC-Wandler an den Gleichstromzwischenkreis 23 angeschlossen werden. 40

Abhängig von der Betriebsführung der Energiegewinnungsanlage kann der 6

Energiespeicher 25 unter Umständen auch die Funktion des Brems-Choppers 24 übernehmen. Überdimensioniert man die erwähnten Kondensatoren 20 in den Frequenzumrichter-Endstufen 22, so kann man damit im Ideaifall auch den Energiespeicher 25 ersetzen.

Zwischen Gleichstromzwischenkreis 23 und Netz 26 werden vorzugsweise die gleichen Frequenzumrichter-Endstufen 22 eingesetzt. Diese Frequenzumrichter-Endstufen 22 haben jedoch netzseitig andere Funktionen zu erfüllen als die oben beschriebenen maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen.

Im Falle eines schnelllaufenden Vollumrichter-Systems gern. Fig. 1 arbeitet dieses vorwiegend generatorisch. Damit arbeiten die maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 als gesteuerte Gleichrichtermodule und die netzseitigen

Frequenzumrichter-Endstufen 22 als sogenannte aktive Netzeinspeisemodule (Wechselrichter). Physisch sind die Frequenzumrichter-Endstufen 22 vorzugsweise in der Lage beide Funktionen zu erfüllen, lediglich die Controller-Software muss geeignet sein die geforderten Funktionen entsprechend zu unterstützen.

Im Falle eines Differenzial-Systems gern. Fig. 2 arbeitet dieses sowohl generatorisch als auch motorisch. Das heißt im motorischen Betrieb arbeiten die maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 als Wechselrichter zur Drehzahl/Drehmoment-Regelung und die netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 als Gleichrichtermodule. Dementsprechend ist eine geeignete Controller-Software erforderlich. Im generatorischen Betrieb arbeitet der Frequenzumrichter wie oben für die schnelllaufenden Vollumrichter-Systeme bereits beschrieben.

Zusammengefasst bedeutet dies für die Controller-Software der Frequenzumrichter-Endstufen 22, dass vorzugsweise sämtliche beschriebenen Funktionen auf der Controller-Hardware gespeichert sind, und automatisch entsprechend der geforderten Funktion abgerufen werden können. Dies kann von einer übergeordneten Steuerung vorgegeben bzw. koordiniert werden.

Damit die netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 die vom Netzbetreiber geforderten Stromqualitätskriterien erfüllen, ist ein sogenannter LCL-Filter 27 vorzusehen. Aus Redundanzgründen kann dieser für jede netzseitige Frequenzumrichter-Endstufe 22 separat ausgeführt werden. Gleiches gilt für Sicherungen 28 und Leistungsschalter 29. Alternativ können LCL-Filter 27, Sicherungen 28 und Leistungsschalter 29 einfach ausgeführt werden. Damit ist jedoch für diese Komponenten keine Redundanz vorhanden. Darüber hinaus müssten die netzseitigen IGBT-Vollbrücken parallel angesteuert werden,

··«* ·««» I • * · · * ♦ *··· · *4««* · '« · · • · · mm 9 mm · · » .....7...... was in der Praxis oft zu unliebsamen Ausgleichsströmen zwischen den Frequenzumrichter-Endstufen 22 führt und damit nicht unwesentliche Leistungsabschläge erforderlich macht. 5 Das Ausführungsbeispiel in Fig. 3 zeigt zwei parallele Leistungsstränge mit jeweils einer Wicklung der elektrischen Maschine 18 und einer maschinenseitigen, d.h. generatorseitigen, und einer netzseitigen Frequenzumrichter-Endstufe 22, einem LCL-Filter 27, einer Sicherung 28 und einem Leistungsschalter 29. Es kann aber auch eine höhere Anzahl von parallelen Leistungssträngen realisiert werden. Darüber hinaus ist es 10 zwar sinnvoll jedoch nicht notwendig, die Zahl der Wicklungsausführungen der Synchronmaschine 18 gleich zu halten wie die Anzahl der maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22. Vorzugsweise wird jedoch die Anzahl der Wicklungsausführungen nicht kleiner als die Anzahl der maschinenseitigen Frequenzumrichter-Endstufen 22 gewählt werden, um das oben bereits beschriebene 15 Problem der dann parallel anzusteuemden IGBT-Vollbrücken zu vermeiden.

Um erhöhten Anforderungen in Bezug auf ins Netz zu liefernden Blindstrom gerecht zu werden kann z.B. die Anzahl der Frequenzumrichter-Endstufen 22 netzseitig höher als maschinenseitig sein. Es mag aber auch aus verschiedenen Gründen sinnvoll sein 20 maschinenseitig die Anzahl der Frequenzumrichter-Endstufen 22 höher zu wählen als netzseitig.

Das Problem des Totalausfalles der Energiegewinnungsanlage bei z.B. IGBT-Ausfall ist durch den redundanten Aufbau des Frequenzumrichters jedoch noch nicht vollständig 25 gelöst. Bei Wicklungskurzschluss oder Kurzschluss der Wicklung durch Kurzschluss in einem der maschinenseitigen IGBT-Vollbrücken, entsteht bei den Synchronmaschinen ein großes Bremsmoment, dessen Größe von der Ausführung der Maschinen abhängig ist. Damit würde im Beispiel gemäß Fig. 3 ein Leistungsstrang antreiben, der andere Leistungsstrang würde jedoch bremsen und ein weiterer Betrieb der Anlage wäre nur 30 schlecht möglich.

Bei einem Kurzschluss in einer der Frequenzumrichter-Endstufen 22 könnte die kurzgeschlossene Frequenzumrichter-Endstufe 22 auch über eine Sicherung oder einen Leistungsschalter von der angeschlossenen Wicklung des Generators getrennt werden. 35

Bei permanentmagneterregten Synchronmaschinen kann ein großer Feldschwächebereich realisiert werden, wenn a) die magnetische Flussverkettung zwischen Rotor und Ständer eine hohe Asymmetrie zwischen Längs- und Querachse aufweist und/oder b) die Streuinduktivität im Ständer groß ist (große Längsinduktivität). 40

* · • » 8

Beide oben genannten Eigenschaften können durch konstruktive Maßnahmen ausgeprägt werden und dadurch ein vergrößerter Feldschwächebereich (bis 3-fache Nenndrehzahl) bei betrieblich ausreichendem Drehmoment (bis 0,4-faches Nennmoment) erreicht werden. 5

Hohe Streu Induktivitäten erreicht man vorzugsweise durch die Verwendung von Einzahnwicklungen mit unsymmetrischem Nut/Polpaar - Verhältnis.

Die Einzahnwicklung, welche es ermöglicht Motoren mit geringem Platzbedarf und 10 hohem Wirkungsgrad herzustellen, ist dadurch gekennzeichnet, dass jede Wicklungsspule genau einen Ständer-Zahn umschließt. Im Vergleich dazu umschließt bei einer verteilten Wicklung jede Wicklungsspule immer mehrere Ständer-Zähne. Die Einzahnwicklung kann als Einschicht- oder Zweischichtwicklung ausgeführt werden. In Fig. 4 sind beispielhaft ein in die Zeichenebene abgewickelter Ständer 31 mit einer 15 zweischichtigen Einzahnwicklung 33 mit neun Nuten 32 und ein Rotor 36 mit vier Permanentmagnet-Polpaaren 35 dargestellt. Ständer 31 und Rotor 36 sind durch den Luftspalt 34 getrennt.

Bei zwei elektrisch getrennten Wicklungssystemen (die erste Wicklung hat z.B. den Index 20 a und die zweite Wicklung hat z.B. den Index b) wäre beispielhaft die räumliche Reihenfolge der Drehstromwicklung (U, V, W) in Anlehnung an Fig. 4: Ua, Ub, Va, Vb,

Wa, Wb. Für die Anzahl q der Nuten pro Pol (2*p) und Phase (m) gilt allgemein die Beziehung 25 q=Q/(2*p*m) wobei Q die Gesamtanzahl der Ständer-Nuten ist. q wird auch als Lochzahl bezeichnet. Abhängig vom Verhältnis Q/(2*p*m) entsteht eine unsymmetrische Flussverkettung zwischen Rotor und Ständer. Für die in Fig. 4 beispielhaft dargestellte zweischichtige Einzahnwicklung gilt somit Q = 9 und 2*p = 8. Bei einem 3-Phasensystem ist m = 3 und dadurch ergibt sich q=3/8. 30

Verstärkt kann die Streuinduktivität durch verengte Nutschlitze werden. In Fig. 5a) ist eine typische Ständer-Nutform 37 dargestellt wie sie bei verteilten Wicklungen verwendet wird.

Der breite Nutschlitz 40 wird mit einem Nutkeil 39 abgeschlossen. In Fig. 5b) ist eine mögliche Ständer-Nutform 38 dargestellt wie sie bei Einzahnwicklungen verwendet 35 werden kann. Der Nutschlitz 41 ist verengt und muss nicht zwingend durch einen Nutkeil !b3 40, wie in Fig. 5a gezeigt, abgeschlossen werden. Stark verengte Nutschlitze sind bei Einzahnwicklungen relativ problemlos, da die Wicklungen in Nutlängsrichtung eingebracht werden können. 40 Eine asymmetrische Flussverkettung zwischen Rotor 36 und Ständer 31 erreicht man

:: :

9 auch durch in den Rotor 36 eingelassene bzw. noch stärker durch in den Rotor 36 eingebettete Permanentmagnete 35. In Fig. 6 ist schematisch ein Ausschnitt eines in die Zeichenebene abgewickelten Rotors 36 mit verschiedenen konstruktiven Anordnungen der Permanentmagnete 35 dargestellt. Fig. 6a) zeigt die Magnete 35 auf den Rotor 31 5 aufgebaut, Fig. 6b) zeigt in den Rotor 31 eingelassene Magnete 35 und die Fig. 6c) und 6d) zeigen in den Rotor 31 eingebettete Magnete 35.

Eine weitere Verstärkung der asymmetrischen Flussverkettung erreicht man durch konstruktiv geeignet gesetzte, sogenannte magnetische Flusssperren. In Fig. 6d) ist 10 beispielhaft die Anordnung der magnetischen Flusssperre 42 gezeigt. Die magnetischen Flusssperren 42 können durch Einsetzen eines magnetisch nicht leitenden Materials oder im einfachsten Fall durch einen durch Ausstanzung erzeugten Leerraum realisiert werden.

Eine permanentmagneterregte Synchronmaschine die mit elektrisch getrennten 15 Drehstromwicklungen ausgerüstet ist, kann im Fehlerfall (Phasenkurzschluss) mit Teillast weiter betrieben werden. Zu beachten ist dabei, dass die kurzgeschlossene Wicklung ein Bremsmoment erzeugt. Dieses Bremsmoment ist bei hoher Streuinduktivität (wie oben beschrieben) wesentlich geringer. 20 Fig. 7 zeigt beispielhaft den Verlauf des durch einen Wicklungskurzschluss entstehenden Bremsmomentes in % des Nenn-Drehmomentes abhängig von der Drehzahl der Synchronmaschine. Dabei ist bei etwa 20% der Nenndrehzahl eine Spitze zu erkennen, welche jedoch bei einer Drehzahlerhöhung oder -Verringerung regelungstechnisch übersprungen d.h. schnell durchfahren werden kann. In den übrigen Drehzahlbereichen 25 pendelt sich das Drehmoment bei etwa 10% des Nenn-Drehmomentes ein. Der hier gezeigte Verlauf des Bremsmomentes kann bei geänderten Synchronmaschinen-Parametern mehr oder weniger von den gezeigten Werten abweichen.

Geht man im gezeigten Beispiel von einer Anlagenkonfiguration mit zwei parallelen 30 Frequenzumrichter-Endstufen aus, so kann die Energiegewinnungsanlage großteils mit ca. 45% des Anlagen-Nenn-Drehmomentes weiter betrieben werden.

Da z.B. Windkraftanlagen über große Zeitabschnitte im Teillastbereich betrieben werden, gibt es einen Energieertragsverlust nur im Betriebsbereich mit mehr als 45% des Nenn-35 Drehmomentes. Hier kann man Anpassungen vornehmen um teilweise mit erhöhter Betriebsdrehzahl bei in diesem Fall auf 45% eingeschränktem Drehmoment vorübergehend eine höhere Abgabeleistung zu erzielen. Bei einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit in Nabenhöhe von 7,5m/s mit Rayleigh-Verteilung (dies deckt einen Großteil der weltweit kommerziell verwertbaren Windgebiete ab) ist dabei statistisch 40 der Energieertragsverlust nur etwa 1/3 des bei voll funktionstüchtiger Anlage erzielbaren 10

Energieertrags.

Grundsätzlich ist es bei der Erfindung denkbar, das System insoweit zu überdimensionieren, als einer oder mehrere zusätzliche Leistungsstränge vorgesehen 5 werden, wodurch mehr als 100% der im Normalbetrieb erforderlichen Leistung durch die Summe aller Leistungsstränge zur Verfügung gestellt werden. In dem Fall, dass ein Leistungsstrang ausfällt, kann dessen Leistung von einem bisher nicht genutzten Leistungsstrang übernommen oder auf die im Normalbetrieb nicht voll ausgenutzten anderen Leistungsstränge verteilt werden. Dies ist insbesondere dann von Vorteil, wenn 10 der Generator der Differenzialantrieb der Energiegewinnungsanlage ist, da die Leistungsstränge in diesem Fall relativ klein dimensioniert werden können und daher günstig sind.

Bei der Auslegung von Differential-Antrieben sind jedoch noch weitere wichtige 15 Sonderfälle zu betrachten. So kann zum Beispiel ein Ausfall des Differential-Antriebes schwerwiegende Schäden nach sich ziehen. Ein Beispiel ist ein erzwungener Not-Stop der Energiegewinnungsanlage bei Nennbetrieb. Dadurch wird gleichzeitig der Generator vom Netz getrennt und das übertragbare Drehmoment im Triebstrang geht schlagartig gegen Null. Die Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage wird in diesem Fall 20 vorzugsweise durch ein schnelles Verstellen der Rotorblattverstellung ebenfalls sehr schnell gegen eine Drehzahl gleich Null geregelt. Aufgrund der relativ hohen Massenträgheit des Generators wird dieser jedoch nur langsam seine Drehzahl verringern. Dadurch ist, sofern der Differential-Antrieb nicht ohne Verzögerung sein Drehmoment zumindest teilweise aufrecht erhalten kann, eine Überdrehzahl des 25 Differential-Antriebes unvermeidbar.

Aus diesem Grund ist z.B. beim Einsatz von hydrostatischen Differential-Antrieben eine mechanische Bremse vorgesehen, welche bei Ausfall des Differential-Antriebes für den Triebstrang schädigende Überdrehzahlen verhindert. Die W02004/109157 A1 zeigt zu 30 diesem Zweck eine mechanische Bremse, welche direkt auf die Generatorwelle wirkt und damit den Generator entsprechend abbremsen kann.

Durch die in Fig. 3 gezeigte redundante Ausführung der Wicklung der Synchronmaschine 18 und der Frequenzumrichter-Endstufen 22 ist bei Ausfall einer Endstufe noch immer 35 zumindest 50% des Nenn-Drehmomentes als Bremsmoment vorhanden, welches kurzzeitig entsprechend der thermischen Auslegung auch überschritten werden darf. Hierbei hilft zusätzlich eine allfällige Reduktion der IGBT-Taktfrequenz. Vorzugsweise sind der Brems-Chopper 24 und/oder der Energiespeicher 25 dann so auszulegen, dass die überschüssige Energie gespeichert werden kann. Die genannten 50% des Nenn-40 Drehmomentes reichen in der Regel aus, eine Überdrehzahl des Differenzial-Antriebes zu * ι «Μ • « ·»·*· 4 I ι * • · · * * · * ¥ * «· ♦ · · . . *· Μ *· 11 verhindern, womit der Einsatz einer mechanischen Bremse nicht mehr erforderlich ist.

Ein weiterer Vorteil der oben beschriebenen Einzahnwicklung ist, dass der Fehlerfall (Phasenkurzschluss) sehr unwahrscheinlich ist, da der Kontakt verschiedener Phasen in 5 einer Nut gegenüber der verteilten Wicklung sehr stark reduziert ist (Fig. 4). Bei der einschichtigen Einzahnwicklung gibt es überhaupt keinen Kontakt verschiedener Phasen in einer Nut da immer nur eine Wicklung (eine Phase) in eine Nut verlegt wird.

Die beschriebenen Ausführungsformen sind nur ein Beispiele und kommen bevorzugt bei 10 Windkraftanlagen zum Einsatz, sind bei technisch ähnlichen Anwendungen aber ebenfalls umsetzbar. Dies betrifft v.a. Wasserkraftwerke zur Ausnutzung von Fluss- und Meeresströmungen. Für diese Anwendung gelten die gleichen Grundvoraussetzungen wie für Windkraftanlagen, nämlich variable Strömungsgeschwindigkeit. Die Antriebswelle wird in diesen Fällen von den vom Strömungsmedium, beispielsweise Wasser, 15 angetriebenen Einrichtungen direkt oder indirekt angetrieben.

Claims

L / 12 Ansprüche: 1. Drehzahlvariabler Generator (6, 14, 18) mit wenigstens einer elektrischen Wicklung, die an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe 5 (22) angeschlossen ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Wicklung als Einzahnwicklung ausgeführt ist.
2. Generator nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass er ein unsymmetrisches Nut/Polpaar - Verhältnis aufweist. 10
3. Generator nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass zwei elektrisch getrennte Wicklungen vorhanden sind, von denen jede an wenigstens eine generatorseitige Frequenzumrichter-Endstufe (22) angeschlossen ist.
4. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 3, gekennzeichnet durch wenigstens zwei netzseitige Frequenzumrichter-Endstufen (22).
5. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator (6, 14, 18) eine permanentmagneterregte Synchronmaschine 20 ist.
6. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Einzahnwicklung am Rotor des Generators (6, 14,18) angeordnet ist.
7. Generator (6, 14,18) nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Einzahnwicklung am Stator des Generators (6,14, 18) angeordnet ist.
8. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Frequenzumrichter-Endstufen (22) IGBT-Vollbrücken (19) aufweisen. 30
9. Generator (6, 14, 18) nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen den IGBT-Vollbrücken (19) und einem Gleichstromzwischenkreis (23) Sicherungen (21) angeordnet sind.
10. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Frequenzumrichter-Endstufen (22) IGBT-Vollbrücken (19), Kondensatoren (20), Controller, und Sicherungen (21) aufweisen, welche gemeinsam auf einer Trägerplatte mit einem Kühlkörper montiert sind.
11. Generator (6,14, 18) nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass die • · f · *·4* · » » · · · < * » * a · • · * * * * · a « ·· « · · · · « · « .....13...... elektrische Verbindung zwischen den Frequenzumrichter-Endstufen (22) und dem Gleichstromzwischenkreis (23) steckbar ist.
12. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 5 bis 11, dadurch 5 gekennzeichnet, dass die permanentmagneterregte Synchronmaschine eingebettete Permanentmagnete aufweist.
13. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen einer Wicklung und einer daran angeschlossenen 10 Frequenzumrichter-Endstufe (22) eine Sicherung oder ein Leistungsschalter angeordnet ist.
14. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass einer oder mehrere zusätzliche Leistungsstränge 15 vorgesehen sind, wodurch mehr als 100% der im Normalbetrieb erforderlichen Leistung durch die Summe aller Leistungsstränge zur Verfügung gestellt werden kann.
15. Generator (6, 14, 18) nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch 20 gekennzeichnet, dass die Anzahl der generatorseitig vorgesehenen Frequenzumrichter-Endstufen (22) und der netzseitig vorgesehenen Frequenzumrichter-Endstufen (22) unterschiedlich ist.
16. Differenzialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine 25 Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle (2) der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem mit einem Netz (9) verbindbaren Generator (13) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine als Differenzial-Antrieb (14) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine ein drehzahlvariabler Generator 30 (14,18) nach einem der Ansprüche 1 bis 15 ist.
17. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer Antriebswelle (2), einem mit einem Netz (9) verbindbaren Generator (13) und mit einem Differenzialgetriebe mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit der 35 Antriebswelle (2), ein Abtrieb mit dem Generator (13) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine als Differenzial-Antrieb (14) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine ein drehzahlvariabler Generator (14,18) nach einem der Ansprüche 1 bis 15 ist.
18. Verfahren zum Betreiben eines drehzahlvariablen Generators (6, 14, 18) nach

14 einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass der Betrieb aufrecht erhalten wird, wenn in einer Wicklung oder einer daran angeschlossenen generatorseitigen Frequenzumrichter-Endstufe (22) ein Kurzschluss auftritt.
19. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass bei einem Kurzschluss in einer Wicklung oder einer generatorseitigen Frequenzumrichter-Endstufe (22) der Bereich, in dem durch den Kurzschluss eine Bremsmomentspitze im Generator (14, 18) auftritt, der Drehzahlbereich um die Bremsmomentspitze vermieden oder möglichst rasch durchfahren wird.
20, Verfahren nach Anspruch 18 oder 19, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator (14, 18) als Bremse verwendet wird. 10