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WO2010040165A2 - Differentialgetriebe für windkraftanlage - Google Patents

Differentialgetriebe für windkraftanlage Download PDF

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Publication number
WO2010040165A2
WO2010040165A2 PCT/AT2009/000393 AT2009000393W WO2010040165A2 WO 2010040165 A2 WO2010040165 A2 WO 2010040165A2 AT 2009000393 W AT2009000393 W AT 2009000393W WO 2010040165 A2 WO2010040165 A2 WO 2010040165A2
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WO
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speed
drive
differential
range
differential gear
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Application number
PCT/AT2009/000393
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French (fr)
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WO2010040165A3 (de
Inventor
Gerald Hehenberger
Original Assignee
Gerald Hehenberger
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Filing date
Publication date
Application filed by Gerald Hehenberger filed Critical Gerald Hehenberger
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Priority to CN2009801398441A priority patent/CN102177365A/zh
Priority to CA2740076A priority patent/CA2740076A1/en
Priority to US13/121,477 priority patent/US20110234179A1/en
Priority to AU2009301621A priority patent/AU2009301621A1/en
Priority to BRPI0920325A priority patent/BRPI0920325A2/pt
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Publication of WO2010040165A3 publication Critical patent/WO2010040165A3/de

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    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the invention relates to a differential gear for an energy production plant, in particular for a wind turbine, a method for operating such a Differenzialgetrie- bes and an energy production plant, in particular a wind turbine, with such a differential gear.
  • Wind power plants are becoming increasingly important as electricity generation plants. As a result, the percentage of electricity generated by wind increases continuously. This, in turn, requires new standards of power quality on the one hand and a trend towards even larger wind turbines on the other. At the same time, there is a trend towards offshore wind turbines, which require system sizes of at least 5 MW of installed capacity. Due to the high costs for infrastructure and maintenance of the wind turbines in the offshore area, the efficiency and availability of the turbines are of particular importance here.
  • variable rotor speed on the one hand to increase the aerodynamic efficiency in the partial load range and on the other hand to control the torque in the drive train of the wind turbine.
  • the latter for the purpose of speed control of the rotor in combination with the rotor blade adjustment.
  • wind turbines are in use, which meet this requirement by using variable-speed generator solutions in the form of so-called double-fed three-phase machines or synchronous generators in combination with frequency converters.
  • WO2004 / 109157 A1 shows a complex, hydrostatic "multi-way" concept with several parallel differential stages and several switchable couplings, which can be switched between the individual paths. With the shown technical solution the power and thus the losses of the hydrostatics can be reduced.
  • a major disadvantage, however, is the complicated structure of the entire unit.
  • the circuit between the stages represents a problem in the control of the wind turbine.
  • this publication shows a mechanical brake which acts directly on the generator shaft.
  • WO 2006/010190 A1 shows a simple electrical concept with a multi-stage differential gear, which preferably provides an asynchronous generator as a differential drive. The rated speed of the differential drive of 1500rpm is extended in the motor operation by 1/3 to 2000rpm, which means a field weakening range of about 33%.
  • EP 1283359 A1 shows a 1-stage and a multi-stage differential gear with electric differential drive, wherein the 1-stage version has a co-axial to the input shaft mounted special rotary-commutator with high rated speed, which due to the design of an extremely high on the rotor shaft related mass moment of inertia Has.
  • a multi-stage differential gear with high-speed standard three-phase machine is proposed, which is aligned parallel to the input shaft of the differential gear.
  • the object of the invention is largely to avoid the above-mentioned disadvantages and to provide a differential drive which, in addition to the lowest possible costs, ensures both maximum energy yield and optimum regulation of the wind power plant.
  • FIG. 7 shows the maximum torques and the size factor y / x as a function of the nominal rotational speed range for the 1-stage differential gearing.
  • Fig. 9 shows the multiplication factor f (J) for 1-stage and 2-stage differential gears, respectively, with which the value of the mass moment of inertia J of the differential drive is to be multiplied by the rotor shaft J rec j at the minimum rotor speed (n mpn ),
  • Fig. 12 shows the maximum input torques for the differential drive and the size factor y / x as a function of the field weakening range of the electric differential drive.
  • FIG. 13 shows the difference of the gross energy yield as a function of the area of the weakened area,
  • Fig. 17 shows the current production cost of an electric differential drive at various rated speed ranges for 2-stage differential gears
  • FIG. 19 shows a solution with a 1-stage differential gear integrated in the main transmission
  • FIG. 20 shows a solution with a 1-stage differential gear integrated in the synchronous generator
  • Fig. 21 shows an alternative solution for a 1-stage differential gear with a coaxial connection zw. Ring gear and differential drive.
  • the power of the rotor of a wind turbine is calculated from the formula
  • Rotor power Rotor area * Power coefficient * Air density / 2 * Wind speed
  • the rotor of a wind turbine is designed for an optimal power coefficient based on a fast running speed to be determined in the course of the development (usually a value between 7 and 9). For this reason, when operating the wind turbine in the partial load range, a correspondingly low speed must be set in order to ensure optimum aerodynamic efficiency.
  • Fig. 1 shows the ratios for rotor power, rotor speed, high-speed number and power coefficient for a given maximum speed range of the rotor or an optimal speed number of 8.0-8.5. From the graph, it can be seen that as soon as the high-speed number deviates from its optimum value of 8.0-8.5, the power coefficient drops, and then Thus, according to the above formula reduces the rotor power according to the aerodynamic characteristics of the rotor.
  • Fig. 2 shows a possible principle of a differential system for a wind turbine consisting of differential stage 3 or 11 to 13, a matching gear stage 4 and a differential drive 6.
  • the rotor 1 of the wind turbine which sits on the drive shaft for the main transmission 2, drives the main gear 2.
  • the main transmission 2 is a 3-stage transmission. with two planetary stages and one spur gear stage.
  • Between main gear 2 and generator 8 is the differential stage 3, which is driven by the main gear 2 via planet carrier 12 of the differential stage 3.
  • the generator 8 - preferably a foreign-excited synchronous generator, which may also have a nominal voltage greater than 2OkV if required '- is connected to the ring gear 13 of the differential stage 3 and is driven by this.
  • the pinion 11 of the differential stage 3 is connected to the differential drive 6.
  • the speed of the differential drive 6 is controlled in order to ensure a constant speed of the generator 8 at variable speed of the rotor 1 and on the other hand to control the torque in the complete drive train of the wind turbine.
  • a 2-stage differential gear is selected in the case shown, which provides an adjustment gear stage 4 in the form of a spur gear between differential stage 3 and differential drive 6.
  • Differential. Stage 3 and adaptive gearboxes..4 thus form the 2-stage differential gearbox.
  • the differential drive is a three-phase machine, which is connected via frequency converter 7 and transformer 5 to the mains.
  • the differential drive may also be used as e.g. Hydrostatic pumps / motor combination 9 are executed.
  • the second pump is preferably connected via adaptation gear stage 10 to the drive shaft of the generator 8.
  • Fig. 4 shows another possible embodiment of the differential gear according to the prior art.
  • the planet carrier 12 is driven by the main gear 2 and the generator 8 is connected to the ring gear 13 and the pinion with the electric differential drive 6.
  • This embodiment represents a 1-stage solution, in which case for design reasons a special three-phase machine is used, which is much more expensive compared to standard three-phase machines and also has a very high moment of inertia. In terms of control engineering, this has a particularly negative effect with regard to the mass moment of inertia of the differential drive 6, which is related to the rotor 1.
  • the torque on the rotor is determined by the upcoming wind supply and the aerodynamic efficiency of the rotor.
  • the ratio between the torque on the rotor shaft and that on the differential drive is constant, which increases the torque in the drive train can be regulated by the differential drive.
  • the torque equation for the differential drive is:
  • Torque Dlfferential-Ant ⁇ eb Torque Rotor * y / x, where the size factor y / x is a measure of the required design torque of the differential drive.
  • the performance of the differential drive is essentially proportional to the product of percent deviation of the rotor speed from its base speed times rotor power. Accordingly, a large speed range basically requires a correspondingly large dimensioning of the differential drive.
  • FIG. 5 shows this by way of example for different speed ranges.
  • the - / + rated speed range of the rotor defines its percentage speed deviation from the basic speed of the rotor, which can be realized with rated speed of the differential drive (- ... motor or + ... regenerative) without field weakening.
  • the rated speed (n) of the differential drive defines that maximum speed at which it can permanently produce the rated torque (M n ) or the nominal power (P n ).
  • the rated speed of the differential drive is the speed at which it can deliver maximum continuous power (P 0 ma ⁇ ) with maximum torque (T ma ⁇ ).
  • Nominal pressure (p N ) and nominal size (NG) or displacement volume (V 9 max ) of the pump determine the maximum torque (T max ).
  • the rotor of the wind turbine rotates at the average speed n rated between the limits n max and n mln-maxP , in the partial load range between n rat ed and n min , achievable in this example with a field weakening range of 80%.
  • the control speed range between n max and n min-m3X p which can be realized without load reduction, is chosen to be large in order to be able to compensate for wind gusts.
  • the size of this speed range depends on the gustiness of the wind or the inertia of the rotor of the wind turbine and the dynamics of the so-called pitch system (rotor blade adjustment system), and is usually about - / + 5%.
  • a control speed range of - / + 6% has been selected in order to have adequate reserves for the control of extreme conditions by means of differential drives.
  • Wind turbines with very sluggish pitch systems can, however, also be designed for control speed ranges of approximately - / + 7% to - / + 8%.
  • the wind turbine must produce rated power, which means that the differential drive is loaded with maximum torque.
  • the - / + rated speed range of the rotor must be about the same size, because only in this range, the differential drive can make its rated torque.
  • the basic speed In electric and hydrostatic differential drives with a differential stage, the rotor speed at which the differential drive has the speed equal to 0, called the basic speed.
  • the differential drive since at low rotor speed ranges, the basic speed over n m j n-maxP is, the differential drive must be able to provide the same nominal torque at 0, the speed of rotation.
  • differential drives whether electric or hydraulic, can only generate a torque at speed equal to 0, which is significantly lower than the rated torque, which can be compensated by a corresponding oversizing in the design.
  • the maximum design torque is the sizing factor for a differential drive, for this reason, a small speed range has a limited positive effect on the size of the differential drive.
  • the rated speed of the differential drive is set as a substitute with its speeds at n max and n m j n .
  • FIG. 6 shows by way of example the speed or power ratios for a differential stage.
  • the speed of the generator preferably a third-excited medium voltage synchronous generator is constant by the connection to the frequency-fixed power grid.
  • this drive is operated as a motor in the range below the basic speed and as a generator in the range above the basic speed.
  • power is fed into the differential stage in the motor area and power is taken from the differential stage in the generator area.
  • this power is preferably taken from the network or fed into it.
  • the power is preferably taken from the generator shaft or supplied thereto.
  • the sum of generator power and power differential drive gives the total power delivered to the grid for an electric differential drive.
  • the input torque for the differential drive depends in addition to the torque at the differential input also significantly from the transmission ratio of the differential gear. If the analysis is based on the assumption that the optimum gear ratio of a planetary stage is at a so-called stationary ratio of about 6, then with a 1-stage differential gear the torque for the differential drive will not be proportional to the speed range smaller. There are technically larger stand translations feasible, which at best reduces this problem, but not eliminated.
  • the graph shows for 1-stage differential gearbox that as the nominal speed range decreases, the design torques for the differential drive increase.
  • 2-speed differential gear This can be achieved, for example, by implementing a matching gear stage 4 between differential stage 3 and differential drive 6 or 9.
  • the input torque for the differential stage which essentially determines their cost, can not be reduced thereby.
  • Fig. 9 shows at minimum rotor speed multiplication factor f (J) with which the value of the mass moment of inertia of the differential drive is to multiply to the rotor shaft related J red of the differential drive at the lowest rotor speed (n min ) .
  • the differential drive In order to compensate for speed jumps of the rotor of the wind turbine, the differential drive must be over-dimensioned accordingly, which with increasing J re d, ie with increasing nominal speed range or multi-stage differential drive even at lower speed ranges, a significant cost factor represents.
  • Fig. 10 shows the required torque for the differential drive to be able to balance a gust of wind. Assuming a gust of wind which accelerates from 4.5 m / s to 11.5 m / s within 2 seconds, depending on the nominal rotational speed range of the rotor of the wind power plant, this causes a speed jump of 5.6 to 10, 3rpm on the same speed of 11, 7rpm for all rated speed ranges. The differential drive has to follow this speed jump, whereby the required acceleration torque corresponding to J r ed and magnitude of the speed jump fails. It is clearly recognizable that multistage differential gearboxes require higher torques because of the higher transmission gear ratio.
  • the field weakening range is that rotational speed range which is above the nominal rotational speed of the rotary electric machine. For this rated speed also the nominal torque or .. the nominal tilting torque is defined. In the tables and other descriptions, the field weakening range is defined as a percentage of the speed above the rated speed - i. the e.g. 1.5 times rated speed corresponds to a field weakening range of 50%.
  • FIG. 11 shows by way of example the values for maximum torque or tilting torque of an electric differential drive with a rated speed of 1500 rpm. It is clearly recognizable that the maximum achievable moments become smaller both at a speed equal to zero and above the rated speed.
  • An essential characteristic of wind turbines is that in the partial load range, in the example shown corresponds approximately to the engine operation, the required torques are much lower than the maximum permitted. In generator mode, for speeds greater than about 1730rpm, load reduction is required for the wind turbine to ensure that the permitted maximum torques are not exceeded.
  • Fig. 10 shows a field weakening range of 80% of up to 1, 8 times the rated speed, which represents a technically meaningful upper limit for the selected for the example electric drive.
  • the operation in the field weakening range for three-phase machines depends on their design up to 50% to 60%, ie about 1, 5 times to 1.6 times the rated speed without Speed feedback possible, in addition, the use of eg encoders is necessary. Since the use of an encoder represents an additional source of error, and the so-called sensorless torque or speed control is dynamically better, when defining the field weakening range an optimum is found between control dynamics and optimum annual energy yield. This means that at high mean wind speeds and the associated extreme gusts, a field weakening range is to be selected, which allows the encoderless control to be able to compensate for these gusts accordingly.
  • Figure 12 shows the maximum input torques for the differential drive and the size factor y / x (multiplied by -5,000 for purposes of illustration) versus field weakening range. From a field weakening range of approx. 70%, optimum differential factors result for the differential drive, and consequently also the smallest maximum torques (M m3x ), the absolute minimum being a field weakening range of 100%.
  • Fig. 13 shows the difference of the gross energy yield as a function of the field weakening range for different average annual wind speeds. The optimum is achieved with a field weakening range between 100% to 120%. Based on these conditions, a field weakening range is selected depending on the conditions of use, but in each case ⁇ 50%.
  • the mean annual wind speed is the annual mean of the wind speed measured at hub height (corresponds to the center of the rotor).
  • the maximum average annual wind speeds of 10.0 m / s, 8.5 m / s, 7.5 m / s and 6.0 m / s correspond to the so-called IEC type classes 1, 2, 3 and 4.
  • IEC type classes 1, 2, 3 and 4. As a statistical frequency distribution, a Rayleigh Distribution accepted.
  • permanent magnet synchronous three-phase machines as differential drive still have the advantage of having a small moment of inertia compared to rated torque compared to three-phase machines of other type, which, as already described, as advantageous in terms of control of the wind turbine proves, with which the effort for a particularly mass inertia-poor design of the differential drive will always be worthwhile.
  • so-called reluctance machines also have a very small mass inertia but typically higher rated speeds. It is known that reluctance machines are extremely robust, which is particularly positive for use in the offshore sector.
  • Fig. 14 shows the difference of the gross energy yield of the wind turbine with electric differential drive at different mean annual wind speeds depending on the rated speed range of the rotor of the wind turbine.
  • the gross energy yield is based on the output power of the rotor of the wind turbine minus the losses of differential drive (including frequency converter) and differential gear.
  • a rated speed range of - / + 6% is the basis according to the invention, which is required by the minimum required speed control range in the rated power range of wind turbines with differential drives, the nominal speed range means that rotor speed range, which can be rated at the rated speed of Differential drive can realize.
  • a field weakening range of up to 80% is assumed above the rated speed of the differential drive. From the graph, it is easy to see that the optimum is achieved at a nominal speed range of about - / + 20%, and an extension of the rated speed range, moreover, brings no benefits.
  • Fig. 15 shows the difference of the gross energy yield of the wind turbine with hydraulic differential drive at different mean annual wind speeds.
  • the significantly higher losses in hydraulic differential drives have a negative effect on the energy yield, whereby a nominal speed range between the minimum required for control purposes - / + 6% and the energy yield optimum of - / + 10% at high mean annual wind speeds ( greater than 8.5 m / s) and - / + 15% at lower average annual wind speeds makes sense.
  • the break in the curve at about - / + 12% rated speed range results from the high nominal torque of the differential drive at speed equal to 0 irri nominal operating range of the wind turbine and the low gear ratio in the matching gear stage 4.
  • the goal is to develop a powertrain that allows the lowest power production costs.
  • the relevant points in the optimization of differential drives are (a) the gross energy yield, (b) the manufacturing costs for the differential drive and (c) the quality of the torque or speed control of the wind turbine influencing the total manufacturing costs.
  • the gross energy yield is proportional to the electricity Production costs and thus in the economy of a wind farm.
  • the manufacturing costs are related to the total cost of producing a so-called wind farm, but only with the percentage of the proportionate capital cost of the wind turbine to the total cost of the wind farm including maintenance and operating costs. On average, this wind power plant-specific share of the electricity production costs is about 2/3 for onshore projects and about 1/3 for offshore projects. On average, therefore, you can define a percentage of about 50%.
  • Fig. 16 shows the effects of different speed ranges on the electricity production costs of the wind farm with 1-stage differential gear and electric differential drive.
  • Fig. 17 shows the effects of different speed ranges on the electricity production costs of the wind farm with 2-stage differential gear (below a nominal speed range of about - / + 16.5%) with electric differential drive. Especially at lower average annual wind speeds, the optimum is also apparent here at a speed range between 15.0% and 20.0%. At average annual wind speeds greater than 8.5 m / s, however, a small speed range of from regulatory reasons at least +/- 6% to about - / + 10% is an attractive option. That means that multi-stage differential gear at very high mean annual wind speeds competitive with 1-stage solutions are.
  • a mechanical brake is provided which, in the event of failure of the differential drive for the engine strlind harmful overspeeding prevented.
  • WO2004 / 109157 A1 shows for this purpose a mechanical brake, which acts directly on the generator shaft and thus can decelerate the generator accordingly.
  • the above-mentioned permanent magnet synchronous three-phase machines which can be used in combination with a frequency converter as a differential drive, have the advantage that they are very fail-safe, and simply by short-circuiting the primary winding, with or without interposed electrical resistors, a torque can be maintained up to about the height of the nominal torque.
  • a torque can be maintained up to about the height of the nominal torque.
  • the synchronous three-phase machine can be short-circuited automatically (fail-safe) by a simple electrical circuit, and thus a torque is maintained, which may have at rated speed to about nominal size, and decreases with decreasing speed accordingly, at go to 0 at very low speeds.
  • an overspeed of the differential drive is prevented in a simple manner.
  • Fig. 18 shows a possibility of short-circuiting a three-phase machine with electrical resistances interposed therebetween.
  • the speed of the rotor is to be controlled so that the speed of the differential drive does not exceed a critical speed damaging the drive. Based on the measured speeds of generator and rotor of the wind turbine is according to the speed equation for the differential gear
  • Speed generator X * Speed R otor + y * Speed counter drive, using rotor blade adjustment to control the speed of the rotor so that the speed of the differential drive does not exceed a specified critical limit.
  • the optimal wind turbine control, the overall efficiency and the simple or cost-optimal mechanical structure of the differential gear is a 1-stage differential gear is the ideal technical solution.
  • the rotor 1 drives the main gear 2 and this via planet carrier 12, the differential stage 11 to 13.
  • the generator 8 is connected to the ring gear 13, and the pinion 11 with the differential drive 6.
  • the differential gear is 1-stage, and the Differential drive 6 is in coaxial arrangement both to the output shaft of the main transmission 2, as well as to the drive shaft of the generator 8. Since the connection between pinion 11 and differential drive 6 passes through the spur gear and the output shaft of the main transmission 2, the differential stage is preferred an integral part of the main gear 2 and this is then preferably connected via a brake 15 which acts on the rotor 1, and a clutch 14 to the generator 8.
  • Fig. 20 shows another possible embodiment according to the present invention.
  • the rotor 1 drives the main gear 2 and this via planet carrier 12, the differential stage 11 to 13.
  • the generator 8 is connected to the ring gear 13 and the pinion 11 with the differential drive 6.
  • the differential gear is 1-stage, and Differential drive 6 is in coaxial arrangement both to the output shaft of the main transmission 2, as well as the drive shaft of the generator 8.
  • the generator 8. A hollow shaft is provided which allows the differential drive on the side facing away from the differential gear of the generator 8 is positioned.
  • the oifferent stage is preferably a separate module which is connected to the generator 8 and which is then preferably connected to the main gearbox 2 via a clutch 14 and a brake 15.
  • the connecting shaft 16 between the pinion 11 and the differential drive 6 may preferably be in a particularly low-inertia variation as e.g. Fiber composite shaft to be made with glass fiber or carbon fiber.
  • the main advantage of the shown coaxial, 1-stage embodiment of both variants are (a) the constructive simplicity of the differential gear, (b) the resulting high efficiency of the differential gear and (c) the relatively low on the rotor 1 related moment of inertia of the differential drive 6.
  • the differential gear can be manufactured as a separate assembly and implemented and maintained independently of the main transmission.
  • the differential drive 6 can also be replaced by a hydrostatic drive, for which, however, a second pump element which interacts with the hydrostatic differential drive must be driven by the generator 8, preferably.
  • FIGS. 19 and 20 illustrate an adjustment gear stage 4 (as generally shown in FIGS. 2 or 3) between differential stage 11 to 13 and differential drive 6.
  • variants of embodiment according to FIG. 19 and FIG. 20 differ from the prior art according to FIG. 4 essentially by the substitutability of a standard Three-phase machine and the simple and inexpensive construction of the differential stage which makes no Hohlweiie ⁇ solution for three-phase machine and pinion necessary, and with respect to moment of inertia relative to the rotor shaft (J red ) have significant advantages in terms of control of the wind turbine.
  • FIG. 19 and FIG. 20 differ substantially with respect to the effects of a so-called emergency braking of the wind power plant by means of a brake 15.
  • a brake 15 Assuming that when the brake 15 is activated, it is usually a braking torque of up to 2.5 times the nominal torque acts, so this affects divided rotor, generator and differential drive according to their reduced mass moments of inertia. These are of course dependent on the mass ratios of the running wind turbine.
  • approximately 1,900 kgm2 for the rotor 1 approximately 200 kgm2 for the synchronous generator 8 and approximately 10 kgm2 for the differential drive 6 can be assumed.
  • a significant advantage of the embodiment according to FIG. 20 is that when the brake 15 is engaged, its braking torque does not act on the mass moment of inertia via differential gear. In this case, only about 9.5% of the braking torque acting on the generator 8 and about 0.5% to the differential drive 6.
  • Figure 21 shows another possible Ausuv ⁇ ngsform the differential gear.
  • the planet carrier 12 is driven by the main gear 2, but the generator 8 is connected to the pinion 11 and the ring gear with the electric differential drive consisting of rotor 17 and stator 18.
  • This embodiment also provides a coaxial, 1 -stufige solution, with transmission technical conditions lead to a relatively low speed of the rotor 15. This affects control technology particularly positive in relation to the related to the rotor 1 mass moment of inertia of the differential drive 17 to 18.
  • the embodiments described above are also feasible in technically similar applications. This applies especially to hydropower plants for the exploitation of river and ocean currents.
  • the same basic requirements apply as for wind turbines, namely variable flow rate.
  • the drive shaft is driven by the devices driven by the flow medium, for example water. driven directly or indirectly. Subsequently, the drive shaft drives directly or indirectly the Differenzia igelriebe.

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Abstract

Ein Differentialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, weist drei An- bzw. Abtriebe auf, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine (6) als Differential-Antrieb verbunden ist. Der mit der Antriebswelle verbundene erste Antrieb dreht mit einer Grunddrehzahl. Der Drehzahlbereich des ersten Antriebes beträgt mindestens -/+ 6,0 % und höchstens -/+ 20,0 % der Grunddrehzahl, während die elektrische Maschine (6) mit Nenndrehzahl betrieben wird.

Description

Differentialgetriebe für Windkraftanlage
Die Erfindung betrifft ein Differentialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, ein Verfahren zum Betreiben eines derartigen Differenzialgetrie- bes sowie eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere eine Windkraftanlage, mit einem derartigen Differenzialgetriebe.
Windkraftwerke gewinnen zunehmend an Bedeutung als Elektrizitätserzeugungsanlagen. Dadurch erhöht sich kontinuierlich der prozentuale Anteii der Stromerzeugung durch Wind. Dies wiederum bedingt einerseits neue Standards bezüglich Stromqualität und andererseits einen Trend zu noch größeren Windkraftanlagen. Gleichzeitig ist ein Trend Richtung Off- shore-Windkraftanlagen erkennbar, welcher Anlagengrößen von zumindest 5MW installierter Leistung fordert. Durch die hohen Kosten für Infrastruktur und Wartung bzw. Instandhaltung der Windkraftanlagen im Offshore-Bereich gewinnen hier sowohl Wirkungsgrad als auch Verfügbarkeit der Anlagen eine besondere Bedeutung.
Allen Anlagen gemeinsam ist die Notwendigkeit einer variablen Rotordrehzahl, einerseits zur Erhöhung des aerodynamischen Wirkungsgrades im Teillastbereich und andererseits zur Regelung des Drehmomentes im Antriebsstrang der Windkraftanlage. Letzteres zum Zweck der Drehzahlregelung des Rotors in Kombination mit der Rotorblattverstellung. Derzeit sind großteils Windkraftanlagen im Einsatz, welche diese Forderung durch Einsatz von drehzahlvariablen Generator-Lösungen in der Form von sogenannten doppeltgespeisten Drehstrommaschinen bzw. Synchrongeneratoren in Kombination mit Frequenzumrichtern erfüllen. Diese Lösungen haben jedoch den Nachteil, dass (a) das elektrische Verhalten der Windkraftanlagen im Fall einer Netzstörung nur bedingt den Anforderungen der Elektrizitätsversorgungsunternehmen erfüllt, (b) die Windkraftanlagen nur mittels Transformatorstation an das Mittelspannungsnetz anschließbar sind und (c) die für die variable Drehzahl notwendigen Frequenzumrichter sehr leistungsstark und daher eine Quelle für Wirkungsgradverluste sind.
Diese Probleme können durch den Einsatz von fremderregten Mittelspannungs- Syrichrongenefätoren gelöst werden. Hierbei bedarf es jedoch alternativer Lösungen um die Forderung nach variabler Rotor-Drehzahl bzw. Drehmomentregelung im Triebstrang der Windkraftanlage zu erfüllen. Eine Möglichkeit ist der Einsatz von Differentialgetrieben welche durch Veränderung des Übersetzungsverhältnisses bei konstanter Generatordrehzahl, eine variable Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage erlauben.
Die WO2004/109157 A1 zeigt ein komplexes, hydrostatisches „Mehrwege'-Konzept mit mehreren parallelen Differentialstufen und mehreren schaltbaren Kupplungen, wodurch zwischen den einzelnen Wegen geschaltet werden kann. Mit der gezeigten technischen Lösung können die Leistung und somit die Verluste der Hydrostatik reduziert werden. Ein wesentlicher Nachteil ist jedoch der komplizierte Aufbau der gesamten Einheit. Darüber hinaus stellt die Schaltung zwischen den einzelnen Stufen ein Problem bei der Regelung der Windkraftanlage dar. Weiters zeigt diese Veröffentlichung eine mechanische Bremse, welche direkt auf die Generatorwelle wirkt. WO 2006/010190 A1 zeigt ein einfaches elektrisches Konzept mit mehrstufigem Differentialgetriebe, welches vorzugsweise einen Asynchroπgenerator ais Differential-Antrieb vorsieht. Die Nenndrehzahl des Differential-Antriebes von 1500rpm wird im motorischen Betrieb um 1/3 auf 2000rpm erweitert, was einen Feldschwächebereich von ca. 33% bedeutet.
EP 1283359 A1 zeigt ein 1 -stufiges und ein mehrstufiges Differentialgetriebe mit elektrischem Differentiai-Antrieb, wobei die 1 -stufige Version eine um die Eingangswelle koaxial positionierte Sonder-Drehstrornmaschine mit hoher Nenndrehzahl aufweist, welche aufgrund der Bauform ein extrem hohes auf die Rotorwelle bezogenes Massenträgheitsmoment hat. Alternativ wird ein mehrstufiges Differentialgetriebe mit schnelllaufender Standard- Drehstrommaschine vorgeschlagen, welche parallel zur Eingangswelle des Differentialgetriebes ausgerichtet ist.
Die Nachteile bekannter Ausführungen sind einerseits hohe Verluste im Differential-Antrieb bzw. andererseits bei Konzepten die dieses Problem lösen, komplexe Mechanik bzw. Son- der-Elektromaschinenbau und damit hohe Kosten. Bei hydrostatischen Lösungen ist darüber hinaus die Lebensdauer der eingesetzten Pumpen ein Problem bzw. ein hoher Aufwand bei Anpassung an extreme Umgebungsbedingungen erforderlich. Generell ist festzustellen, dass die gewählten Nenn-Drehzahlbereiche entweder für die Ausregelung von Extrembelastungen zu klein oder für einen optimalen Energieertrag der Windkraftanlage zu groß sind. Darüber hinaus ist bei bekannten elektrischen Lösungen für den Differential-Antrieb festzustellen, dass diese eine ungünstige Aufteilung zwischen Nenn-Drehzahlbereich und Feldschwächebereich vorsehen und regelungsrelevante Kriterien wie z.B. das auf den Rotor bezogenen Massenträgheitsmoment des Differential-Antriebes (Jred) nicht ausreichend berücksichtigt wurden.
Aufgabe der Erfindung ist oben genannte Nachteile weitgehend zu vermeiden und einen Differential-Antrieb zur Verfügung zu stellen, welcher neben geringstmöglichen Kosten sowohl maximalen Energieertrag als auch optimale Regelung der Windkraftanlage gewährleistet.
Gelöst wird diese Aufgabe mit einem Differenzialgetriebe mit den Merkmalen des Anspruchs 1.
Gelöst wird diese Aufgabe des weiteren mit einer Energiegewinnungsanlage mit den Merkmalen des Anspruchs 13.
Gelöst wird diese Aufgabe schließlich auch mit einem Verfahren mit den Merkmalen der Ansprüche 15 und 16.
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der übrigen Unteransprüche.
Durch die Begrenzung der Drehzahl auf die angegebenen Bereiche wird ein optimales Gleichgewicht zwischen einem höheren, aerodynamischen Wirkungsgrad und Wirkungsgradverlusten durch den Differenzial-Antrieb erreicht, bei gleichzeitiger Berücksichtigung der regelungsbedingten Rahmenbedingungen bei Energiegewinnungsanlagen, insbesondere Windkraftanlageπ.
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme auf die angeschlossenen Zeichnungen detailliert beschrieben.
Fig. 1 zeigt für eine 5MW Windkraftanlage gemäß Stand der Technik die Leistungskurve, die Rotordrehzahl und die sich dadurch ergebenden Kennwerte wie Schnelllaufzahl und den Leistungsbeiwert,
Fig. 2 zeigt das Prinzip eines Differentialgetriebes mit einem elektrischen Differential-Antrieb gemäß Stand der Technik,
Fig. 3 zeigt das Prinzip eines hydrostatischen Differential-Antriebes mit Pumpen/Motor- Kombination gemäß Stand der Technik,
Fig. 4 zeigt das Prinzip eines koaxial zur Eingangswelle der Differentialstufe ausgerichteten Sonder-Drehstrommaschine gemäß Stand der Technik,
Fig. 5 zeigt die Drehzahlverhältnisse am Rotor der Windkraftanlage und die sich dadurch ergebenden maximalen Eingangs-Drehmomente Mmax für den Differential-Antrieb,
Fig. 6 zeigt beispielhaft die Drehzahl- und Leistungsverhältnisse eines elektrischen Differential-Antriebes über der Windgeschwindigkeit,
Fig. 7 zeigt für das 1-stufige Differentialgetriebe die maximalen Drehmomente und den Größenfaktor y/x in Abhängigkeit vom Nenn-Drehzahlbereich,
Fig. 8 zeigt Übersetzungsverhältnisse und Drehmomente für den Differential-Antrieb mit 1- stufigem und alternativ mit 2-stufigem Differentialgetriebe und die Auswirkungen auf Jred ,
Fig. 9 zeigt den Multiplikationsfaktor f(J) für 1-stufige bzw. 2-stufige Differentialgetriebe, mit dem der Wert des Massenträgheitsmomentes J des Differential-Antriebes zu multiplizieren ist, um das auf die Rotorwelle bezogene Jrecj bei kleinster Rotordrehzahl (nmpn) zu errechnen,
Fig. 10 zeigt für 1-stufige bzw. 2-stufige Differentialgetriebe das erforderliche Drehmoment um einen Drehzahlsprung am Rotor mit einem elektrischen Differential-Antrieb drehzahl- mäßig ausregeln zu können,
Fig. 11 zeigt die Drehzahl/Drehmoment-Charakteristik eines elektrischen Differential- Antriebes (PM-Synchronmotor) inkl. Feldschwächebereich im Vergleich zum erforderlichen Drehmoment für den Differential-Antrieb,
Fig. 12 zeigt die maximalen Eingangs-Drehmomente für den Differential-Antrieb und den Größenfaktor y/x in Abhängigkeit vom Feldschwächebereich des elektrischen Differential- Antriebes. Fig. 13 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrages in Abhängigkeit vom Feidschwäche- bereich,
Fig. 14 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrags für verschiedene Nenn- Drehzahlbereiche bei unterschiedlichen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten für einen elektrischen Differential-Antrieb mit 80% Feldschwächebereich,
Fig. 15 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrags für verschiedene Nenn- Drehzahlbereiche bei unterschiedlichen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten für einen hydraulischen Differential-Antrieb,
Fig. 16 zeigt die Strom-Produktionskosten für einen elektrischen Differential-Antrieb bei verschiedenen Nenn-Drehzahlbereichen für 1 -stufige Differentialgetriebe,
Fig. 17 zeigt die Strom-Produktionskosten für einen elektrischen Differential-Antrieb bei verschiedenen Nenn-Drehzahlbereichen für 2-stufige Differentialgetriebe,
Fig. 18 zeigt eine mit dazwischen geschalteten elektrischen Widerständen kurzgeschlossene Drehstrom maschine,
Fig. 19 zeigt eine Lösung mit einem in das Hauptgetriebe integrierten, 1-stufigen Differentialgetriebe,
Fig. 20 zeigt eine Lösung mit einem in den Synchrongenerator integrierten, 1 -stufigen Differentialgetriebe,
Fig. 21 zeigt eine alternative Lösung für ein 1 -stufiges Differentialgetriebe mit einer koaxialen Verbindung zw. Hohlrad und Differential-Antrieb.
Die Leistung des Rotors einer Windkraftanlage errechnet sich aus der Formel
Rotor-Leistung = Rotorfläche * Leistungsbeiwert * Luftdichte/2 * Windgeschwindigkeit
wobei der Leistungsbeiwert abhängig von der Schnelllaufzahl (= Verhältnis Blattspitzen- Geschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) des Rotors der Windkraftanlage ist. Der Rotor einer Windkraftanlage ist für einen optimalen Leistungsbeiwert basierend auf einer im Zuge der Entwicklung festzulegenden Schnelllaufzahl (meist ein Wert zw. 7 und 9) ausgelegt. Aus diesem Grund ist beim Betrieb der Windkraftanlage im Teillastbereich eine entsprechend kleine Drehzahl einzustellen, um einen optimalen aerodynamischen Wirkungsgrad zu gewährleisten.
Fig. 1 zeigt die Verhältnisse für Rotorleistung, Rotordrehzahl, Schnelllaufzahl und Leistungsbeiwert für einen vorgegebenen maximalen Drehzahlbereich des Rotors bzw. einer optimalen Schnelllaufzahl von 8,0-8,5. Aus dem Diagramm ist ersichtlich, dass sobald die Schnelllaufzahl von ihrem optimalen Wert von 8,0-8,5 abweicht, der Leistungsbeiwert sinkt, und sich damit gemäß oben genannter Formel die Rotorleistung entsprechend der aerodynamischen Charakteristik des Rotors reduziert.
Fig. 2 zeigt ein mögliches Prinzip eines Differentialsystems für eine Windkraftanlage bestehend aus Differentialstufe 3 bzw. 11 bis 13, einer Anpassungs-Getriebestufe 4 und einem Differential-Antrieb 6. Der Rotor 1 der Windkraftanlage, der auf der Antriebswelle für das Hauptgetriebe 2 sitzt, treibt das Hauptgetriebe 2 an. Das Hauptgetriebe 2 ist ein 3-stufiges Getriebe . mit zwei Planetenstufen und einer Stirnradstufe. Zwischen Hauptgetriebe 2 und Generator 8 befindet sich die Differentialstufe 3, welches vom Hauptgetriebe 2 über Planetenträger 12 der Differentialstufe 3 angetrieben wird. Der Generator 8 - vorzugsweise ein fremderregter Synchrongenerator, der bei Bedarf auch eine Nennspannung größer 2OkV haben kann '- ist mit dem Hohlrad 13 der Differentialstufe 3 verbunden und wird von diesem angetrieben. Das Ritzel 11 der Differentialstufe 3 ist mit dem Differential-Antrieb 6 verbunden. Die Drehzahl des Differential-Antriebes 6 wird geregelt, um einerseits bei variabler Drehzahl des Rotors 1 eine konstante Drehzahl des Generators 8 zu gewährleisten und andererseits das Drehmoment im kompletten Triebstrang der Windkraftanlage zu regeln. Um die Eingangsdrehzahl für den Differential-Antrieb 6 zu erhöhen wird im gezeigten Fall ein 2- stufiges Differentialgetriebe gewählt, welches eine Anpassungs-Getriebestufe 4 in Form einer Stirnradstufe zwischen Differentialstufe 3 und Differential-Antrieb 6 vorsieht. Differential- . stufe 3 und AnpassungsrGetriebeslufe..4 bilden somit das 2-stufige- Differentialgetriebe. Der Differential-Antrieb ist eine Drehstrommaschine, welche über Frequenzumrichter 7 und Transformator 5 ans Netz angeschlossen wird. Alternativ kann der Differential-Antrieb, wie in Fig. 3 gezeigt, auch als z.B. hydrostatische Pumpen/Motor-Kombination 9 ausgeführt werden. In diesem Fall ist die zweite Pumpe vorzugsweise über Anpassungs-Getriebestufe 10 mit der Antriebswelle des Generators 8 verbunden.
Fig. 4 zeigt eine weitere mögliche Ausführungsform des Differentialgetriebes gemäß Stand der Technik. Hier wird in bereits gezeigter Weise der Planetenträger 12 vom Hauptgetriebe 2 angetrieben und der Generator 8 ist mit dem Hohlrad 13 verbunden bzw. das Ritzel mit dem elektrischen Differential-Antrieb 6. Diese Ausführungsvariante stellt eine 1 -stufige Lösung dar, wobei hier aus konstruktiven Gründen eine Sonder-Drehstrommaschine zum Einsatz gebracht wird, welche im Vergleich zu Standard-Drehstrommaschinen wesentlich teurer ist und darüber hinaus ein sehr hohes Massenträgheitsmoment hat. Dies wirkt sich regelungstechnisch besonders negativ in Bezug auf das auf den Rotor 1 bezogene Massenträgheitsmoment des Differential-Antriebes 6 aus.
Die Drehzahlgleichung für das Differentialgetriebe lautet: DrehzahlGenerator = x * DrehzahlRotor + y * DrehzahlDifferentiai-Antriebl wobei die Generatordrehzahl konstant ist, und sich die Faktoren x und y aus den gewählten Getriebeübersetzungen von Hauptgetriebe und Differentialgetriebe ableiten lassen. Das Drehmoment am Rotor wird durch das anstehende Windangebot und den aerodynamischen Wirkungsgrad des Rotors bestimmt. Das Verhältnis zwischen dem Drehmoment an der Rotorwelle und dem am Differential-Antrieb ist konstant, wodurch sich das Drehmoment im Triebstrang durch den Differential-Antrieb regeln lässt. Die Drehmomentgleichung für den Differential-Antrieb lautet:
DrehmomentDlfferential-Antπeb = DrehmomentRotor * y / x , wobei der Größenfaktor y/x ein Maß für das notwendige Auslegungs-Drehmoment des Differential-Antriebes ist.
Die Leistung des Differential-Antriebes ist im Wesentlichen proportional dem Produkt aus prozentueller Abweichung der Rotordrehzahl von dessen Grunddrehzahl mal Rotor-Leistung. Dementsprechend erfordert ein großer Drehzahlbereich grundsätzlich eine entsprechend große Dimensionierung des Differential-Antriebes.
Fig. 5 zeigt dies beispielhaft für verschiedene Drehzahlbereiche. Der -/+Nenn- Drehzahlbereich des Rotors definiert dessen prozentuelle Drehzahlabweichung von der Grunddrehzahl des Rotors, der mit Nenndrehzahl des Differential-Antriebs (- ... motorisch bzw. + ... generatorisch) ohne Feldschwächung realisiert werden kann. Die Nenndrehzahl (n) des Differential-Antriebes definiert im Falle einer elektrischen Drehstrommaschine jene maximale Drehzahl, bei der diese dauerhaft das Nenndrehmoment (Mn) bzw. die Nennleistung (Pn) erbringen kann.
Im Falle eines hydrostatischen Antriebes, wie z.B. einer hydraulischen Axialkolbenpumpe, ist die Nenndrehzahl des Differential-Antriebes jene Drehzahl, bei der dieser mit maximalem Drehmoment (Tmaχ) maximale Dauerleistung (P0 maχ) liefern kann. Dabei bestimmen Nenndruck (pN) und Nenngröße (NG) bzw. Verdrängungsvolumen (V9 max) der Pumpe das maximale Drehmoment (Tmax).
Im Nennleistungsbereich dreht der Rotor der Windkraftanlage mit der mittleren Drehzahl nrated zwischen den Grenzen nmax und nmln-maxP, im Teillastbereich zwischen nrated und nmin, in diesem Beispiel erzielbar mit einem Feldschwächebereich von 80%. Der Regelungs- Drehzahlbereich zwischen nmax und nmin-m3Xp, welcher ohne Lastreduktion realisierbar ist, wird entsprechen groß gewählt, um Windböen ausregeln zu können. Die Größe dieses Drehzahlbereiches hängt von der Böigkeit des Windes bzw. der Massenträgheit des Rotors der Windkraftanlage und der Dynamik des sog. Pitch-Systems (Rotorblatt-Verstellsystem) ab, und liegt üblicherweise bei etwa -/+5%. Im gezeigten Beispiel wurde ein Regelungs- Drehzahlbereich von -/+6% gewählt um entsprechende Reserven für die Ausregelung von Extremböen mit Hilfe von Differential-Antrieben zu haben. Windkraftanlagen mit sehr trägen Pitch-Systemen können aber durchaus auch für Regelungs-Drehzahlbereiche von etwa -/+7% bis -/+8% ausgelegt werden. In diesem Regelungs-Drehzahlbereich muss die Windkraftanlage Nennleistung produzieren, was bedeutet, dass der Differential-Antrieb dabei mit maximalem Drehmoment belastet wird. Das heißt, dass der -/+Nenn-Drehzahlbereich des Rotors etwa gleich groß sein muss, da nur in diesem Bereich der Differential-Antrieb sein Nenndrehmoment leisten kann. Bei elektrischen und hydrostatischen Differential-Antrieben mit einer Differentialstufe wird die Rotor-Drehzahl, bei der der Differential-Antrieb die Drehzahi gleich 0 hat, die Grunddrehzahl genannt. Da nun bei kleinen Rotor-Drehzahlbereichen die Grunddrehzahl über nmjn-maxP liegt, muss der Differential-Antrieb das Nenndrehmoment bei Drehzahl gleich 0 erbringen können. Differential-Antriebe, sei es elektrisch oder auch hydraulisch, können jedoch bei Drehzahl gleich 0 nur ein Drehmoment erzeugen, welches deutlich unter dem Nennmoment liegt, was jedoch durch eine entsprechende Überdimensionierung bei der Auslegung kompensiert werden kann. Da jedoch das maximale Auslegungs-Drehmoment der dimensionierende Faktor für einen Differential-Antrieb ist, wirkt sich aus diesem Grund ein kleiner Drehzahlbereich nur beschränkt positiv auf die Größe des Differential-Antriebes aus.
Im Falle eines Antriebskonzeptes mit mehr als einer Differentialstufe, oder mit einem hydrodynamischen Differential-Antrieb kann der -/+Nenn-Drehzahlbereich ersatzweise aus der Formel
-/+Nenn-Drehzahlbereich = -/+ ( nmax - nmin ) / nmax + nmin ) für eine Grunddrehzahl = ( nmax + nmin ) * 0,5 errechnet werden. Die Nenndrehzahl des Differential-Antriebes wird in diesem Fall ersatzweise mit dessen Drehzahlen bei nmax bzw. nmjn festgelegt.
In Fig. 6 sieht man beispielhaft die Drehzahl- bzw. Leistungsverhältnisse für eine Differentialstufe. Die Drehzahl des Generators, vorzugsweise ein fremderregter Mittelspannungs- Synchrongenerator ist durch den Anschluss an das frequenzfeste Stromnetz konstant. Um den Differential-Antrieb entsprechend gut ausnutzen zu können, wird dieser Antrieb im Bereich kleiner der Grunddrehzahl motorisch und im Bereich größer der Grunddrehzahl generatorisch betrieben. Das führt dazu, dass im motorischen Bereich Leistung in die Differentialstufe eingespeist wird und im generatorischen Bereich Leistung der Differentialstufe entnommen wird. Diese Leistung wird im Falle eines elektrischen Differential-Antriebes vorzugsweise dem Netz entnommen bzw. in dieses eingespeist. Im Falle eines hydraulischen Differential-Antriebes wird die Leistung vorzugsweise der Generatorwelle entnommen bzw. dieser zugeführt. Die Summe aus Generatorleistung und Leistung Differential-Antrieb ergibt die für einen elektrischen Differential-Antrieb ins Netz abgegebene Gesamtleistung.
Das Eingangs-Drehmoment für den Differential-Antrieb hängt neben dem Drehmoment am Differential-Eingang auch wesentlich vom Übersetzungsverhältnis des Differentialgetriebes ab. Legt man der Analyse zugrunde, dass das optimale Übersetzungsverhältnis einer Planetenstufe bei einer sogenannten Standübersetzung von etwa 6 liegt, so werden mit einem 1- stufigen Differentialgetriebe die Momente für den Differential-Antrieb nicht proportional dem Drehzahlbereich kleiner. Es sind technisch auch größere Standübersetzungen realisierbar, was dieses Problem bestenfalls reduziert, jedoch nicht beseitigt.
Fig. 7 zeigt für ein 1 -stufiges Differentialgetriebe die maximalen Drehmomente und den Größenfaktor y/x (aus Darstellungsgründen mit -5.000 multipliziert) in Abhängigkeit vom Nenn- Drehzahlbereich des Rotors. Bei einem Nenn-Drehzahlbereich von etwa -/+14% bis -/+ 17% ergibt sich für den Differential-Antrieb der kleinste Größenfaktor und demzufolge auch das kleinste maximale Drehmoment (Mmax).
Die Grafik zeigt für 1 -stufige Differentialgetriebe, dass bei kleiner werdendem Nenn- Drehzahlbereich die Auslegungs-Drehmomente für den Differential-Antrieb anwachsen. Um dieses Problem zu lösen, kann man ein z.B. 2-stufiges Differentialgetriebe verwenden. Dies kann man beispielsweise durch Implementieren einer Anpassungs-Getriebestufe 4 zwischen Differentialstufe 3 und Differential-Antrieb 6 oder 9 erreichen. Das Eingangs-Drehmoment für die Differentialstufe , das im Wesentlichen deren Kosten bestimmt, kann dadurch jedoch nicht reduziert werden.
Fig. 8 zeigt die Gegenüberstellung der Drehmomente des Differential-Antriebes für ein 1- einstufiges und ein 2-stufiges Differentialgetriebe und den Faktor J(red), der das Verhältnis der auf die Rotorwelle bezogenen Massenträgheitsmomente ( Jred) beider Varianten ist. Es ist aus Fig. 8 klar ersichtlich, dass bei freier Wahl des Übersetzungsverhältnisses des Differentialgetriebes - in dem gezeigten Fall für eine Nenndrehzahl des Differential-Antriebes von etwa 1500rpm - das erforderliche Drehmoment des Differential-Antriebes mit kleiner werdendem Drehzahlbereich entsprechend kleiner wird. Oberhalb eines Nenn-Drehzahlbereiches von etwa -/+16,5% reicht die bei diesem Ausführungsbeispjel angenommene Standübersetzung des 1 -stufigen Differentialgetriebes aus, um die Nenndrehzahl des Differential- Antriebes von 1500rpm ohne zusätzliche Anpassungs-Getriebestufe zu erreichen. Die Nachteile eines mehrstufigen Differentialgetriebes sind jedoch die etwas höheren Getriebe-Verluste und höhere Getriebekosten. Darüber hinaus bewirkt die höhere Getriebeübersetzung ein höheres Massenträgheitsmoment des Differential-Antriebes bezogen auf die Rotorwelle der Windkraftanlage (Jred), obwohl das Massenträgheitsmoment des Differential- Antriebes mit kleiner werdendem Nenndrehmoment ebenfalls kleiner wird. Da die Regelbarkeit des Windkraftanlage jedoch stark von diesem Jred abhängt - je niedriger im Vergleich zum Massenträgheitsmoment des Rotors der Windkraftanlage desto besser die Regelungsdynamik des Differential-Antriebes - ist im gezeigten Fall bei kleinem Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage der ca. 2,6-fache Wert von Jred für ein 2-stufiges gegenüber einem 1 -stufigen Differential-Getriebe ein Nachteil, der (a) eine entsprechend größere Dimensionierung des Differential-Antriebes erfordert bzw. (b) wenn keine entsprechende Kompensations-Maßnahmen getroffen werden, aufgrund der schlechteren Regelungseigenschaften zu höheren Belastungen der Windkraftanlage und schlechterer Stromqualität führt. Daher und auch aufgrund der höheren Getriebekosten und -Verluste, stellt ein 1 -stufiges Differentialgetriebe gegenüber mehrstufigen Lösungen nur bedingt und nur bei kleinen Nenn-Drehzahlbereichen eine technisch mögliche Alternative dar.
Gleiches Argument für Jred gilt generell auch bei der Wahl des Drehzahlbereiches. Fig. 9 zeigt bei minimaler Rotor-Drehzahl den Multiplikationsfaktor f(J) mit dem der Wert des Massenträgheitsmomentes des Differential-Antriebes zu multiplizieren ist, um das auf die Rotorwelle bezogene Jred des Differential-Antriebes bei kleinster Rotordrehzahl (nmin) zu errechnen. Um Drehzahlsprünge des Rotors der Windkraftanlage ausregeln zu können, muss der Differential-Antrieb entsprechend über-dimensioniert werden, was mit zunehmendem Jred , d.h. mit zunehmendem Nenn-Drehzahlbereich bzw. bei mehrstufigem Differential-Antrieb schon bei kleineren Drehzahibereichen, einen nicht unerheblichen Kostenfaktor darstellt.
Fig. 10 zeigt das erforderliche Drehmoment für den Differential-Antrieb um eine Windböe ausregeln zu können. Geht man von einer Windböe aus, welche innerhalb von 2 Sekunden von 4,5 m/s auf 11 ,5 m/s beschleunigt, so bedingt- dies abhängig vom Nenn-Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftaηlage einen Drehzahlsprung von 5,6 bis 10,3rpm auf für alle Nenn- Drehzahlbereiche gleiche Drehzahl von 11 ,7rpm. Der Differential-Antrieb hat diesem Drehzahlsprung zu folgen wobei das dazu erforderliche Beschleunigungsmoment entsprechend Jred und Größe des Drehzahlsprunges ausfällt. Deutlich erkennbar ist, dass hier mehrstufige Differentialgetriebe aufgrund des höheren Getriebe-Übersetzungsverhältnisses höhere Drehmomente erforderlich machen.
Eine Möglichkeit bei gleichbleibender Getriebeübersetzung des Differentialgetriebes den Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage zu erweitern und somit den Energieertrag zu erhöhen, ist die Ausnutzung des sogenannten Feldschwächebereiches von elektrischen Differential-Antrieben wie im Falle einer z.B. permanentmagneterregten Synchron- Drehstrommaschine mit Frequenzumrichter.
Der Feldschwächebereich ist jener Drehzahlbereich der über der Nenndrehzahl der elektrischen Drehstrommaschine liegt. Für diese Nenndrehzahl wird auch das Nenn-Drehmoment bzw.. das Nenn-Kippmoment definiert. In den Tabellen und weiteren Beschreibungen wird der Feldschwächebereich als Prozentsatz der Drehzahl über der Nenndrehzahl definiert - d.h. die z.B. 1,5-fache Nenndrehzahl entspricht einem Feldschwächebereich von 50%.
Fig. 11 zeigt beispielhaft die Werte für maximales Drehmoment bzw. Kippmoment eines elektrischen Differential-Antriebes mit einer Nenndrehzahl von 1500rpm. Deutlich erkennbar ist, dass die maximal erreichbaren Momente sowohl bei einer Drehzahl gleich null als auch über der Nenndrehzahl kleiner werden. Eine wesentliche Charakteristik von Windkraftanlagen ist jedoch, dass im Teillastbereich, im gezeigten Beispiel entspricht das in etwa dem motorischen Betrieb, die erforderlichen Drehmomente wesentlich geringer sind als die maximal zugelassenen. Im generatorischen Betrieb ist für Drehzahlen größer etwa 1730rpm Lastreduktion für die Windkraftanlage notwendig, damit die zugelassenen maximalen Drehmomente nicht überschritten werden. Fig. 10 zeigt einen Feldschwächebereich von 80% der bis zur 1 ,8-fachen Nenndrehzahl reicht, was für den für das Beispiel ausgewählten elektrischen Antrieb eine technisch sinnvolle Obergrenze darstellt.
Erwähnenswert ist hier, dass z.B. permanentmagneterregte Synchron-Drehstrommaschinen im Feldschwächebereich sehr gute Wirkungsgrade haben, was ein wesentlicher Vorteil im Zusammenhang mit dem Wirkungsgrad des Differential-Antriebes ist.
Der Betrieb im Feldschwächebereich ist für Drehstrommaschinen abhängig von deren Auslegung bis zu 50% bis 60%, d.h. einer etwa 1 ,5-fachen bis 1,6-fachen Nenndrehzahl ohne Drehzahi-feedback möglich, darüber hinaus wird der Einsatz von z.B. Encodern notwendig. Da der Einsatz eines Encoders eine zusätzliche Fehlerquelle darstellt, und die sogenannte geberlose Moment- bzw. Drehzahlregelung dynamisch besser ist, ist bei der Festlegung des Feldschwächebereiches ein Optimum zwischen Regelungsdynamik und optimalem Jahres- energieertrag zu finden. Das heißt, dass bei hohen mittleren Windgeschwindigkeiten und den damit zusammenhängenden extremen Böen ein Feldschwächebereich zu wählen ist, der die geberlose Regelung erlaubt um diese Böen entsprechend ausregeln zu können. Bei kleinen mittleren Windgeschwindigkeiten mit eher kleineren auszuregelnden Böen wird auf den optimalen Jahresenergieertrag geachtet und daher ein größtmöglicher Feldschwächebereich mit Drehzahi-feedback gewählt. Das passt auch sehr gut zur Drehzahlcharakteristik des Differential-Antriebes einer Windkraftanlage, welcher bei niedrigen Windgeschwindigkeiten motorisch den größtmöglichen Drehzahlbereich ausnutzt.
Um die Auswirkung der Größe des Feldschwächebereichs auf die Größe des Differential- Antriebs bzw. den Energieertrag der Windkraftanlage bei verschiedenen durchschnittlichen Jahreswindgeschwindigkeiten zu verifizieren, kann man bei fixem Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage den Feldschwächebereich des Differential-Antriebes variieren, bei gleichzeitiger Anpassung der Übersetzung des Differentialgetriebes.
Fig. 12 zeigt die maximalen Eingangs-Drehmomente für den Differential-Antrieb und den Größenfaktor y/x (aus Darstellungszwecken mit -5.000 multipliziert) in Abhängigkeit vom Feldschwächebereich. Ab einem Feldschwächebereich von ca. 70% ergeben sich für den Differential-Antrieb optimale Größenfaktoren und demzufolge auch die kleinsten maximalen Drehmomente (Mm3x), wobei das absolute Minimum bei einem Feldschwächebereich von 100% liegt.
Fig. 13 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrages in Abhängigkeit vom Feldschwächebereich für verschiedene mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten. Das Optimum wird bei einem Feldschwächebereich zwischen 100% bis 120% erreicht. Basierend auf diesen Rahmenbedingungen wird ein Feldschwächebereich abhängig von den Einsatzbedingungen, jedoch in jedem Fall ≥ 50% gewählt.
Die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit ist das jährliche Mittel der in Nabenhöhe (entspricht dem Rotormittelpunkt) gemessenen Windgeschwindigkeit. Die maximalen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten von 10,0m/s, 8,5m/s, 7,5m/s und 6,0m/s entsprechen den sogenannten lEC-Typenklassen 1, 2, 3 und 4. Als statistische Häufigkeitsverteilung wird standardmäßig eine Rayleigh-Verteilung angenommen.
Darüber hinaus ist erwähnenswert, dass permanentmagneterregte Synchron- Drehstrommaschinen als Differential-Antrieb noch den Vorteil haben, im Vergleich zu Drehstrommaschinen anderer Bauart ein kleines Massenträgheitsmoment im Vergleich zum Nenn-Drehmoment zu haben, was sich, wie schon beschrieben, als vorteilhaft bezüglich Regelung der Windkraftanlage erweist, womit sich der Aufwand für eine besonders massen- trägheitsmomentarme Auslegung des Differential-Antriebes immer lohnen wird. Alternativ haben sogenannte Reluktanz-Maschinen ebenfalls ein sehr kleines Massenträg- heitsrnornent bei jedoch typischerweise höhere Nenndrehzahlen. Es ist bekannt, dass Reluktanz-Maschinen extrem robust sind, was für den Einsatz im Offshore-Bereich besonders positiv ist.
Gleiches gilt grundsätzlich auch für Die Größe des Differential-Antriebes hat natürlich auch einen wesentlichen Einfluss auf den Gesamtwirkungsgrad der Windkraftanlage. Betrachtet man die oben beschriebenen Ausführungen, so ergibt sich die grundlegende Erkenntnis, dass ein großer Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage einen besseren aerodynamischen Wirkungsgrad bewirkt, jedoch andererseits auch eine größere Dimensionierung des Differential-Antriebes erfordert. Dies wiederum führt zu höheren Verlusten, was einem besseren System-Wirkungsgrad (bestimmt durch die Aerodynamik des Rotors und die Verluste des Differential-Antriebes) entgegenwirkt.
Fig. 14 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrages der Windkraftanlage mit elektrischem Differential-Antrieb bei verschiedenen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten abhängig vom Nenn-Drehzahlbereich des Rotors der Windkraftanlage. Dabei basiert der Brutto- Energieertrag auf der Abgabeleistung des Rotors der Windkraftanlage abzüglich der Verluste von Differential-Antrieb (inkl. Frequenzumrichter) und Differentialgetriebe. Ein Nenn-Drehzahlbereich von -/+ 6% ist erfindungsgemäß die Basis, welcher durch den minimal erforderlichen Regelungs-Drehzahlbereich im Nennleistungsbereich von Windkraftanlagen mit Differential-Antrieben erforderlich ist, wobei der Nenn-Drehzahlbereich jenen Rotor-Drehzahlbereich bedeutet, den man mit Nenndrehzahl des Differential-Antriebes realisieren kann. Darüber hinaus wird ein Feldschwächebereich von bis zu 80% über Nenn- Drehzahl des Differential-Antriebes angenommen. Aus der Grafik ist unschwer zu erkennen, dass das Optimum bei einem Nenn-Drehzahlbereich von etwa -/+ 20% erreicht wird, und eine Erweiterung des Nenn-Drehzahlbereiches darüber hinaus keine Vorteile mehr bringt.
Fig. 15 zeigt die Differenz des Brutto-Energieertrages der Windkraftanlage mit hydraulischem Differential-Antrieb bei verschiedenen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten. Hier wirken sich die wesentlich höheren Verluste bei hydraulischen Differential-Antrieben negativ auf den Energieertrag aus, wodurch ein Nenn-Drehzahlbereich zwischen dem für Regelungszwecke minimal erforderlichen -/+ 6% und dem Energieertrags-Optimum von -/+10% bei hohen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten (größer 8,5m/s) und -/+15% bei niedrigeren mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten sinnvoll erscheint. Der Einbruch der Kurve bei etwa -/+12% Nenn-Drehzahlbereich, resultiert aus dem hohen Nenndrehmoment des Differential- Antriebes bei Drehzahl gleich 0 irri Nennbetriebsbereich der Windkraftanlage und der niedrigen Übersetzung in der Anpassungs-Getriebestufe 4.
Letztendlich ist es das Ziel, einen Triebstrang zu entwickeln, der die geringsten Strom- Produktionskosten erlaubt. Die dafür relevanten Punkte bei der Optimierung von Differential- Antrieben sind (a) der Brutto-Energieertrag, (b) die Herstellkosten für den Differential-Antrieb und (c) die die Gesamt-Herstellkosten beeinflussende Qualität der Drehmoment- bzw. Drehzahlregelung der Windkraftanlage. Der Brutto-Energieertrag geht proportional in die Strom- Produktionskosten und damit in die Wirtschaftlichkeit eines Windparks ein. Die Herstellkosten stehen in Relation zu den gesamten Hersteiikosten eines sogenannten Windparks, jedoch nur mit dem Prozentsatz der anteiligen Kapitalkosten der Windkraftanlage an den Gesamtkosten des Windparks inkl. Wartungs- und Betriebskosten. Durchschnittlich ist dieser windkraftanlagenspezifische Anteil an den Strom-Produktionskosten bei sogenannten On- shore-Projekten etwa 2/3 und bei Off-shore-Projekten etwa 1/3. Durchschnittlich kann man daher einen Prozentsatz von etwa 50% definieren. Das bedeutet, dass eine Differenz im Jahfesenergieertrag durchschnittlich doppelt so hoch zu bewerten ist wie die Differenz in den Herstellkosten der Windkraftanlage. Das heißt, wenn sich im gezeigten Beispiel für elektrische Differential-Antriebe ein optimaler Größenfaktor schon bei einem Nenn- Drehzahlbereich von etwa -/+14% bis -/+ 17% einstellt, so wirkt sich dieser kostenbestimmende Faktor prozentmäßig weniger stark auf die Stromproduktionskosten aus als der optimale Energieertrag ab einem Nenn-Drehzahlbereich von etwa -/+20%.
Fig. 16 zeigt die Auswirkungen unterschiedlicher Drehzahlbereiche auf die Strom- Produktionskosten des Windparks mit 1 -stufigem Differentialgetriebe und elektrischem Differential-Antrieb. Hier ist für alle Windgeschwindigkeitsbedingungen ein sehr guter Wert bei einem Nenn-Drehzahlbereich zwischen -/+15,0% und -/+20,0% und ein Optimum von etwa -/+17,5% zu erkennen.
Fig. 17 zeigt die Auswirkungen unterschiedlicher Drehzahlbereiche auf die Strom- Produktionskosten des Windparks mit 2-stufigem Differentialgetriebe (unterhalb eines Nenn- Drehzahlbereiches von etwa -/+16,5%) mit elektrischem Differential-Antrieb. Vor allem bei kleineren' mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten ist auch hier das Optimum bei einem Drehzahlbereich zwischen 15,0% und 20,0% zu erkennen. Bei mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten größer 8,5 m/s stellt jedoch auch ein kleiner Drehzahlbereich von aus Regelungsgründen zumindest +/- 6% bis etwa -/+10% eine attraktive Variante dar. Das heißt, dass mehrstufige Differentialgetriebe bei sehr hohen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten konkurrenzfähig mit 1 -stufigen Lösungen sind.
Bei der Auslegung von Differential-Antrieben sind jedoch noch weitere wichtige Sonderfälle zu betrachten. So kann zum Beispiel durch das konstante Verhältnis Rotor-Drehzahl zu Drehzahl am Differential-Antrieb, ein Ausfall des Differential-Antriebes schwerwiegende Schäden nach sich ziehen. Ein Beispiel ist der Ausfall des Differential-Antriebes bei Nennbetrieb der Windkraftanlage. Dadurch geht gleichzeitig das übertragbare Drehmoment am Triebstrang gegen null. Die Drehzahl des Rotors der Windkraftanlage wird in diesem Fall vorzugsweise durch ein schnelles Verstellen der RotorblattversteHung schlagartig reduziert und der Generator vom Netz getrennt. Aufgrund der relativ hohen Massenträgheit des Generators, wird dieser nur langsam seine Drehzahl ändern. Dadurch ist, sofern der Differential- Antrieb nicht ohne Verzögerung sein Drehmoment zumindest teilweise aufrecht erhalten kann, eine Überdrehzahl des Differential-Antriebes unvermeidbar.
Aus diesem Grund ist z.B. beim Einsatz von hydrostatischen Differential-Antrieben eine mechanische Bremse vorgesehen, welche bei Ausfall des Differential-Antriebes für den Trieb- sträng schädigende Überdrehzahlen verhindert. Die WO2004/109157 A1 zeigt zu diesem Zweck eine mechanische Bremse, weiche direkt auf die Generatorwelle wirkt und damit den Generator entsprechend abbremsen kann.
Die oben bereits mehrfach genannten permanentmagneterregten Synchron- Drehstrommaschinen, welche in Kombination mit einem Frequenzumrichter als Differential- Antrieb eingesetzt werden können, haben den Vorteil, dass sie sehr ausfallsicher sind, und einfach durch Kurzschließen der- Primärwicklung, mit oder ohne dazwischen geschalteten elektrischen Widerständen, ein Drehmoment bis etwa zur Höhe des Nennmomentes aufrecht erhalten werden kann. Das heißt, dass sich - z.B. im Falle eines Umrichterausfalles - die Synchron-Drehstrommaschine durch eine einfache elektrische Schaltung automatisch (fail- safe) kurzschließen lässt, und damit ein Drehmoment aufrecht erhalten wird, welches bei Nenndrehzahl bis etwa Nenngröße haben kann, und mit kleiner werdender Drehzahl entsprechend abnimmt, um bei sehr kleinen Drehzahlen gegen 0 zu gehen . Dadurch wird auf einfache Weise eine Überdrehzahl des Differential-Antriebes verhindert.
Fig. 18 zeigt eine Möglichkeit eine Drehstrommaschine mit dazwischen geschalteten elektrischen Widerständen kurzzuschließen.
Im Falle des Ausfalls der permanentmagneterregten Synchron-Drehstrommaschine ist die Drehzahl des Rotors so zu regeln, dass die Drehzahl des Differential-Antriebes eine den Antrieb schädigende kritische Drehzahl nicht überschreitet. Basierend auf den gemessenen Drehzahlen von Generator und Rotor der Windkraftanlage wird entsprechend der Drehzahlgleichung für das Differentialgetriebe
Drehzahlcenerator = X * DrehzahlRotor + y * Drehzahloifferenüal-Antrieb , mittels Rotorblattverstellung die Drehzahl des Rotors so geregelt, dass die Drehzahl des Differential-Antriebes einen vorgegebenen kritischen Grenzwert nicht überschreitet.
Bei Ausfall der Regelung der Windkraftanlage, welcher unter Umständen auch den gleichzeitigen Ausfall von Rotorblattregelung und Regelung des Differential-Antriebes zur Folge haben kann, bewirkt das Kurzschließen der Primärwicklung der permanentmagneterregten Synchron-Drehstrommaschine, dass ein Drehmoment aufrecht erhalten wird, welches deren Überdrehzahl verhindert. Von einem gleichzeitigen Ausfall von Regelung der Windkraftanlage und permanentmagneterregter Synchron-Drehstrommaschine ist nicht auszugehen.
Wenn die Windkraftanlage z.B. außer Betrieb ist, kann d.urch Kurzschließen der permanentmagneterregten Synchron-Drehstrommaschine ebenfalls ein unerwünschtes Beschleunigen des Differential-Antriebes verhindert werden.
Aus oben beschriebenen Gründen der optimalen Windkraftanlagen-Regelung, der Gesamtwirkungsgrade und des einfachen bzw. kostenoptimalen mechanischen Aufbaus der Differentialgetriebe stellt ein 1 -stufiges Differentialgetriebe die ideale technische Lösung dar. Hierbei gibt es verschiedene Ansätze für die konstruktive Einbindung des Differential- Antriebes.
Fig.19 zeigt eine mögliche Ausführungsvariante gemäß vorliegender Erfindung. Der Rotor 1 treibt das Hauptgetriebe 2 an und dieses über Planetenträger 12 die Differentialstufe 11 bis 13. Der Generator 8 ist mit dem Hohlrad 13 verbunden, bzw. das Ritzel 11 mit dem Differential-Antrieb 6. Das Differentialgetriebe ist 1 -stufig, und der Differential-Antrieb 6 ist in koaxialer Anordnung sowohl zur Abtriebswelle des Hauptgetriebes 2, als auch zur Antriebswelle des Generators 8. Da die Verbindung zw. Ritzel 11 und Differential-Antrieb 6 durch die Stirnradstufe und die Abtriebswelle des Hauptgetriebes 2 geht, ist die Differentialstufe vorzugsweise ein integraler Teil des Hauptgetriebes 2 und dieses ist dann vorzugsweise über eine Bremse 15, die auf den Rotor 1 wirkt, und eine Kupplung 14 mit dem Generator 8 verbunden.
Fig. 20 zeigt eine weitere mögliche Ausführungsvariante gemäß vorliegender Erfindung. Auch hier treibt der Rotor 1 das Hauptgetriebe 2 an und dieses über Planetenträger 12 die Differentialstufe 11 bis 13. Der Generator 8 ist mit dem Hohlrad 13 verbunden und das Ritzel 11 mit dem Differential-Antrieb 6. Das Differentialgetriebe ist 1-stufig, und der Differential- Antrieb 6 ist in koaxialer Anordnung sowohl zur Abtriebswelle des Hauptgetriebes 2, als auch zur Antriebswelle des Generators 8. Hier ist jedoch beim Generator 8. eine Hohlwelle vorgesehen, welche erlaubt, dass der Differential-Antrieb an der dem Differentialgetriebe abgewandten Seite des Generators 8 positioniert wird. Dadurch ist die Oifferentialstufe vorzugsweise eine separate, an den Generator 8 angebundene Baugruppe, welche dann vorzugsweise über eine Kupplung 14 und eine Bremse 15 mit dem Hauptgetriebe 2 verbunden ist. Die Verbindungswelle 16 zwischen Ritzel 11 und Differential-Antrieb 6 kann vorzugsweise in einer besonders massenträgheitsmomentarmen Variante als z.B. Faserverbund-Welle mit Glasfaser-oder Kohlefaser ausgeführt sein.
Wesentlicher Vorteil der gezeigten koaxialen, 1 -stufigen Ausführungsform beider Varianten sind (a) die konstruktive Einfachheit des Differentialgetriebes, (b) der dadurch hohe Wirkungsgrad des Differential-Getriebes und (c) das verhältnismäßig geringe auf den Rotor 1 bezogene Massenträgheitsmoment des Differential-Antriebes 6. Darüber hinaus kann bei der Ausführungsvariante gemäß Fig. 19 das Differentialgetriebe als separate Baugruppe gefertigt und unabhängig vom Hauptgetriebe implementiert und gewartet werden. Der Differential-Antrieb 6 kann natürlich auch durch einen hydrostatischen Antrieb ersetzt werden, wozu jedoch ein zweites, mit dem hydrostatischen Differential-Antrieb in Wechselwirkung stehendes Pumpenelement durch vorzugsweise den .Generator 8 angetrieben werden muss.
Für hohe mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten kann für die Ausführungen gem. Fig. 19 und 20 eine Anpassungs-Getriebestufe 4 (wie grundsätzlich in Fig. 2 oder 3 gezeigt) zwischen Differentialstufe 11 bis 13 und Differential-Antrieb 6 implementiert werden.
Die Ausführungsvarianten gemäß Fig. 19 und Fig. 20 unterscheiden sich gegenüber dem Stand der Technik gemäß Fig. 4 im wesentlichen durch die Ersetzbarkeit einer Standard- Drehstrommaschine und dem einfachen und kostengünstigen Aufbau der Differentialstufe welche keine Hohlweiieπ-Lösung für Drehstrommaschine und Ritzel notwendig macht, und bezüglich Massenträgheitsmoment bezogen auf die Rotorwelle (Jred) entscheidende Vorteile im Bezug auf Regelung der Windkraftanlage haben.
Die Ausführungsvarianten gemäß Fig. 19 und Fig. 20 unterscheiden sich jedoch wesentlich bezüglich den Auswirkungen einer sogenannten Notbremsung der Windkraftanlage mittels Bremse 15. Geht man davon aus, dass bei Aktivierung der Bremse 15 üblicherweise ein- Bremsmoment von bis zu 2,5-fachem Nennmoment wirkt, so wirkt dieses aufgeteilt auf Rotor, Generator und Differential-Antrieb entsprechend deren reduzierter Massenträgheitsmomente. Diese sind natürlich abhängig von den Massenverhältnissen der ausgeführten Windkraftanlage. Als realistisches Beispie) kann man bei Nennbetrieb einer 5MW-Windkraftanlage bezogen auf die Bremse 15 etwa 1.900 kgm2 für den Rotor 1, etwa 200 kgm2 für den Syn- chrongenerator 8 und etwa 10 kgm2 für den Differential-Antrieb 6 annehmen. Das heißt ein Großteil (etwa 90% bzw. 2,2-faches Rotor-Nennmoment) des Bremsmomentes wirkt auf die Rotorwelle der Windkraftanlage. Da nun bei der Ausführungsvariante gemäß Fig. 19 der Differential-Antrieb im Drehmomenten-Fluss zwischen Bremse 15 und Rotor 1 liegt, muss er entsprechend den konstanten Drehmomentverhältnissen zwischen Rotor und Differential- Antrieb ebenfalls das etwa 2,2-fache Nennmoment halten.
Ein wesentlicher Vorteil der Ausführungsvariante gemäß Fig. 20 ist, dass bei Einfall der Bremse 15 deren Bremsmoment nicht über Differentialgetriebe auf den Massenträgheitsmoment bestimmenden Rotor wirkt. In diesem Fall wirken nur etwa 9,5% des Bremsmomentes auf den Generator 8 bzw. etwa 0,5% auf den Differential-Antrieb 6. Durch die gemäß Fig. 19 gezeigte Anordnung von Bremse 15 und Differentialgetriebe 11 bis 13, macht das Kurzschließen der permanenterregten Synchron-Drehstrommaschine zur Aufrechterhattung des Drehmomentes im Differential-Antrieb erst Sinn, da ansonsten im Notfall ein dessen Nenndrehmoment wesentlich überschreitendes Drehmoment anstehen würde.
Figur 21 zeigt eine weitere mögliche Ausfühvυngsform des Differentialgetriebes. Hier wird in bereits gezeigter Weise der Planetenträger 12 vom Hauptgetriebe 2 angetrieben, jedoch Ist der Generator 8 mit dem Ritzel 11 verbunden bzw. das Hohlrad mit dem elektrischen Differential-Antrieb bestehend aus Rotor 17 und Stator 18. Auch diese Ausführungsvariante stellt eine koaxiale, 1 -stufige Lösung dar, wobei getriebetechnische Rahmenbedingungen zu einer relativ niedrigen Drehzahl des Rotors 15 führen. Dies wirkt sich regelungstechnisch besonders positiv in Bezug auf das auf den Rotor 1 bezogene Massenträgheitsmoment des Differential-Antriebes 17 bis 18 aus.
Die oben beschriebenen Ausführungen sind bei technisch ähnlichen Anwendungen ebenfalls umsetzbar. Dies betrifft v.a. Wasserkraftwerke zur Ausnutzung von Fluss- und Meeresströmungen. Für diese Anwendung gelten die gleichen Grundvoraussetzungen wie für Windkraftanlagen, nämlich variable Strömungsgeschwindigkeit. Die Antriebswelle wird in diesen Fällen von den vom Strömungsmedium, beispielsweise Wasser, angetriebenen Einrichtun- gen direkt oder indirekt angetrieben. In weiterer Folge treibt die Antriebswelle direkt oder indirekt das Differenzia igelriebe an.

Claims

Patentansprüche:
1. Differentialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der E- nergiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine (6) als Differential-Antrieb verbunden ist, und wobei der mit der Antriebswelle verbundene erste Antrieb mit einer Grunddrehzahl dreht, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich des ersten Antriebes mindestens -/+ 6,0 % und höchstens -/+ 20,0 % der Grunddrehzahl beträgt, während die elektrische Maschine (6) mit Nenndrehzahl betrieben wird.
2. Differentialgetriebe für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der E- nergiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem hydraulischen Differential-Antrieb (6) verbunden ist, und wobei der mit der Antriebswelle verbundene erste Antrieb mit einer Grunddrehzahl dreht, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich des ersten Antriebes mindestens -/+ 6,0 % und höchstens -/+ 15,0 % der Grunddrehzahl beträgt, während der hydraulische Differential-Antrieb (6) mit Nenndrehzahl betrieben wird.
3. Differentialgetriebe nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich mindestens -/+ 7,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
4. Differentialgetriebe nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich mindestens -/+ 8,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
5. Differentialgetriebe nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich mindestens -/+ 10,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
6. Differentialgetriebe nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 17,5 % der Grunddrehzahl beträgt.
7. Differentialgetriebe nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 15,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
8. Differentialgetriebe nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 14,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
9. Differentialgetriebe nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 10,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
10. Differentialgetriebe nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) eine Drehstrommaschine ist.
11. Differentialgetriebe nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) eine permanentmagneterregte Synchron-Drehstrommaschine ist.
12. Differentialgetriebe nach einem der Ansprüche 1 bis 11 , dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Antrieb direkt mit dem Differential-Antrieb (6) verbunden ist.
13. Energiegewinnungsanlage, insbesondere Windkraftanlage, mit einer Antriebswelle, einem Generator (8) und mit einem Differentialgetriebe (11 bis 13), dadurch gekennzeichnet, dass das Differentialgetriebe (11 bis 13) nach einem der Ansprüche 1 bis 12 ausgeführt ist.
14. Energiegewinnungsanlage nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass sie nur eine Differentialstufe (11 bis 13) aufweist.
15. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass sie ein einstufiges Differentialgetriebe (3) aufweist.
16. Energiegewinnungsanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass sie ein mehrstufiges Differentialgetriebe (3, 4) aufweist.
17. Verfahren zum Betreiben eines Differentialgetriebes für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einer elektrischen Maschine (6) als Differential-Antrieb verbunden ist, und wobei der mit der Antriebswelle verbundene erste Antrieb mit einer Grunddrehzahl dreht, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Antrieb in einem Drehzahlbereich von mindestens -/+ 6,0 % und höchstens -/+ 20,0 % der Grunddrehzahl angetrieben wird, während die elektrische Maschine (6) mit Nenndrehzahl betrieben wird.
18. Verfahren zum Betreiben eines Differentialgetriebes für eine Energiegewinnungsanlage, insbesondere für eine Windkraftanlage, mit drei An- bzw. Abtrieben, wobei ein erster Antrieb mit einer Antriebswelle der Energiegewinnungsanlage, ein Abtrieb mit einem Generator (8) und ein zweiter Antrieb mit einem hydraulischen Differential-Antrieb (6) verbunden ist, und wobei der mit der Antriebswelle verbundene erste Antrieb mit einer Grunddrehzahl dreht, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Antrieb in einem Drehzahlbereich von mindestens -/+ 6,0 % und höchstens -/+ 15,0 % der Grunddrehzahl angetrieben wird, während der hydraulische Differential-Antrieb (6) mit Nenndrehzahl betrieben wird.
19. Verfahren nach Anspruch 17 oder 18, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich mindestens -/+ 7,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
20. Verfahren nach Anspruch 17 oder 18, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich mindestens -/+ 8,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
21. Verfahren nach Anspruch 17 oder 18, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich mindestens -/+ 10,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
22. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 17,5 % der Grunddrehzahl beträgt.
23. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 15,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
24. Verfahren nach einem der Ansprüche 17 bis 23, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 14,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
25. Verfahren nach einem der Ansprüche 17 bis 23, dadurch gekennzeichnet, dass der Drehzahlbereich höchstens -/+ 10,0 % der Grunddrehzahl beträgt.
26. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) im Feldschwächebereich betrieben werden kann, und dass die elektrische Maschine (6) wenigstens zeitweise in einem Feldschwächebereich von wenigstens 50% betrieben wird.
27. Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) wenigstens zeitweise in einem Feldschwächebereich von wenigstens 60% betrieben wird.
28. Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) wenigstens zeitweise in einem Feldschwächebereich von wenigstens 70% betrieben wird.
29. Verfahren nach Anspruch 26, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) wenigstens zeitweise in einem Feldschwächebereich von wenigstens 80% betrieben wird.
30. Verfahren nach einem der Ansprüche 26 bis 29, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) wenigstens zeitweise in einem Feldschwächebereich von bis zu 100% betrieben wird.
31. Verfahren nach einem der Ansprüche 26 bis 29, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) wenigstens zeitweise in einem Feldschwächebereich von bis zu 120% betrieben wird.
32. Verfahren nach einem der Ansprüche 26 bis 31 , dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) geberlos betrieben wird.
33. Verfahren nach einem der Ansprüche 26 bis 31 , dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) mit einem Geber betrieben wird.
34. Verfahren nach Anspruch 32 und 33, dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Maschine (6) teilweise mit und teilweise ohne Geber betrieben wird.
35. Verfahren nach einem der Ansprüche 32 bis 34, dass die elektrische Maschine über einem Feldschwächebereich von 50% mit Geber betrieben wird.
36. Verfahren nach einem der Ansprüche 32 bis 34, dass die elektrische Maschine unter einem Feldschwächebereich von 60% ohne Geber betrieben wird.
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