Digital gesteuerte Windkraftanlagen für den Megawattbereich
mit doppelgespeistem Generator ohne Lagegeber

Ausgelöst durch die Ölkrise und angesichts der begrenzten Resourcen der fossilen Energieträger begann man vor gut zwei Jahrzehnten vermehrt über den möglichen Einsatz von regenerativen Energiequellen zur Stromerzeugung nachzudenken. Reaktorunglücke und Probleme bei der Entsorgung sowie Warnungen vor irreversibler Schädigung der Biosphäre durch zunehmende CO2-Belastung verstärkten zusätzlich das Interesse an neuen und sich nicht erschöpfenden Energiequellen. Inzwischen existieren wirtschaftliche Konzepte im Bereich der Solar und Windenergie. Vor allem der Windenergie kommt dabei eine große Bedeutung zu, weil sie mit relativ hohem Wirkungsgrad über die mechanische Energie in elektrische Energie umgewandelt werden kann. Bei allen Vorteilen der Windenergie sind auch Nachteile zu nennen. Einerseits ist es die geringe Energiedichte des Windes, die zu großflächigen, materialintensiven Windrotoren führt und andererseits das sehr stark schwankende Windangebot, das zu schnellen Schwankungen der zugeführten mechanischen Leistung führt.

 

 

 




                                                                                     Bild 1: V80 in Sörup (2 MW)                                          

Besonderheiten der Windenergiegewinnung

Die mechanische Leistung ist zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit proportional ist.  Um sowohl bei schwachem Wind als auch beim Orkan Leistung liefern zu können, werden hohe Anforderungen nicht nur an das Material, sondern auch an die Dynamik der Regelung gestellt. Bei der Nutzung der Windenergie besteht das grundsätzliche Problem, daß Energieangebot und Energiebedarf in der Regel nicht übereinstimmen. Durch Einspeisung in ein Verbundnetz kann dieses Problem umgangen werden, weil dort andere Kraftwerke in der Lage sind, Angebot und Nachfrage im Einklang zu halten. Problematisch wird es aber wieder für Windkraftanlagen im Megawattbereich, weil sie durch die schnelle Windfluktuation in der Lage sind, auch in ein Verbundnetz Unruhe durch Spannungsschwankungen hineinzubringen und somit zur Flickerproblematik beitragen.

Anforderungen an die Technik

Aufgrund der schnellen Windgeschwindigkeitsänderungen entsteht die Forderung nach drehzahlvariablen Generatoren mit einer weichen Drehzahl/Drehmoment - Kennlinie. Die Folge einer solchen Kennlinie ist, daß bei wechselnder Drehzahl um den Arbeitspunkt (z.B. 1500 U/min) keine großen zusätzlichen Leistungsschübe in das Netz entstehen. Die stark schwankende Windenergie kann so und muß auch für die Dauer von Sekunden als potentielle Energie in den rotierenden Rotorblättern gespeichert werden, indem diese innerhalb eines zulässigen Bereiches ihre Geschwindigkeit verändern. Dieser erhöhte Drehzahlspielraum ermöglicht es, die Einspeiseleistung in das Netz von den Windfluktuationen abzukoppeln, entlastet die gesamte Rotormechanik und reduziert zusätzlich die Einsatzdauer der Antriebsmechanik zur Verstellung der Anstellwinkel der Rotorblätter (Pitch). Diese Pitch-Regelung verändert den Druck des Windes auf den Rotor so, daß er bei der gewünschten Drehzahl bleibt. Sie muß schließlich nur noch eingreifen, wenn der Rotor den zulässigen Drehzahlbereich zu verlassen droht.

Vergleich zweier technischer Lösungsansätze

Es gibt zwei technisch relevante Generatortypen, um diesen Anforderungen gerecht zu werden. Beide Lösungen sind auf dem Markt vertreten.

a) Synchrongenerator mit Stator am Zwischenkreis

Hierbei handelt es sich im Prinzip um eine generatorisch arbeitende Synchronmaschine, die an ihren Klemmen eine von der mechanischen Drehzahl abhängige Spannung und Frequenz liefert. Da diese nicht direkt zu einem starren Netz passen, müssen die Klemmenspannungen über einen ungesteuerten Brücken-Gleichrichter in eine Gleichspannung (Zwischenkreis) umgeformt werden.

Bild 2: Synchrongenerator am Netz

Mittels eines Wechselrichters wird diese Gleichspannung hinsichtlich Amplitude, Frequenz und Phase in eine zum Netz passende Spannung geformt und kann so mit dem Netz verbunden werden. Dieses Prinzip ermöglicht prinzipiell eine Energiegewinnung bereits ab einer Drehzahl größer 0 bis zu einer zulässigen Maximaldrehzahl. Dieser weite Drehzahlbereich bedeutet eine höhere Windenergieausbeute. Da die Windgeschwindigkeit jedoch in 3. Potenz in die Windleistung eingeht, ist der Energiegewinn bei kleinen Geschwindigkeiten nicht mehr wirtschaftlich, weil der Anteil der Systemverluste zu hoch wird. Die erzielte Windleistung berechnet sich folgendermaßen:

PWind = 0,5 p rRotor2 rLuft Cp vWind3

Parameter der V66/2MW-Anlage:
Rotorradius rRotor = 33 m
Luftdichte
rLuft = 1,2 kg/m3
Leistungskoeffizient CP = 0.49
Windgeschwindigkeit vWind = 0 .. 14 m/s

Es wird ersichtlich, daß bei kleinen Windgeschwindigkeiten, aufgrund der Systemverluste, keine nennenswerte Energiegewinnung erfolgen kann (z.B Durchmesser 66 m, Nennleistung 2 MW, daraus folgt bei vWind = 3 m/s und Cp = 0,49 die Windleistung PWind = 27 kW).

Darüber hinaus muß die gesamte Einspeiseleistung in das Netz durch einen oder mehrere parallel arbeitende Wechselrichter geführt werden. Um die Leistungsabgabe an das Netz regeln und begrenzen zu können, wird das Rotorfeld über Schleifringe und einen eigenen Wechselrichter gestellt. Abgesehen vom hohen konstruktiven Aufwand wirkt sich das nachteilig auf den Wirkungsgrad aus.

b) Doppeltgespeister Asynchrongenerator mit Rotor am Zwischenkreis und Stator am Netz

Man profitiert hier (Bild 3) davon, daß abhängig vom Schlupf s lediglich ein kleiner Teil der Gesamtleistung PS durch den rotorseitigen Umrichter in den Zwischenkreis fließt (PR =-s PS). Um den rotorseitigen Umrichter nicht zu gross auslegen zu müssen, sind nur Drehzahlschwankungen im Bereich von - 30 % bis + 40% (Schlupf s) um die Nenndrehzahl (n0 = 1500 U/min) sinnvoll. Der Generator gibt sowohl übersynchron (s < 0, n > n0) als auch untersynchron (s > 0, n < n0) Energie in das Netz ab. Es gelten unter Vernachlässigung der Verluste die folgenden Zusammenhänge:

Wirkleistung an den Statorklemmen:
PS = (1+s) Pmech
Wirkleistung an den Rotorklemmen:
PR = -s PS
Wirkleistungsbilanz:
PS + PR = Pmech
Schlupf:
s = (
wG PS wm)/wG
(PS = Stator-Polpaarzahl)

Abgesehen von den Verlusten geht also der Großteil der mechanischen Leistung direkt über die Statorklemmen ins Netz.
 

Bild 3: Doppeltgespeister Asynchrongenerator am Netz

Damit kann der Umrichter erheblich kleiner ausgelegt werden. Um den durch die Rotorleistung PR bedingten Wirkungsgradverlust rückgängig zu machen, wird die Rotorleistung über den Zwischenkreis und einen rückspeisefähigen Gleichrichter ebenfalls dem Netz zugeführt. Damit hat das Gesamtsystem bei relativ geringem konstruktiven Aufwand einen sehr guten Wirkungsgrad.

Entscheidung für den Asynchrongenerator

Der wichtigste Grund für Vestas, schon seit langem Lösungen mit einem Asynchrongenerator zu verfolgen, ist die Tatsache, dass ein Asynchrongenerator am Netz mit einer mechanischen Drehzahl betrieben wird, die bei Leistungsschwankungen innerhalb des Nennschlupfes von ca.1% um die Synchrondrehzahl von 1500 U/min schwankt. Bei Nennleistung würde so ein Generator mit 1515 U/min rotieren - im Gegensatz zu einem Synchrongenerator, der bei allen Leistungen seine Synchrondrehzahl von 1500 U/min beibehalten würde. Das Nachgeben der Drehzahl mit der Leistung führt zu einer Dämpfung bei der Aufnahme der stark schwankenden Windenergie und reduziert die Spitzenmomente. Die Folge ist eine Schonung von mechanischen Komponenten wie Getriebe, Turm und anderen Elementen in der Kraftübertragung. Um diesen Effekt noch zu verstärken, ist in der Praxis ein höherer Schlupf erforderlich. Je höher der ohmsche Widerstand im Rotorkreis ist, um so höher wird der Nennschlupf. Dafür wird der kurzgeschlossene Käfigläufer des Asynchrongenerators aufgetrennt und zusätzliche Widerstände werden in den Rotorkreis eingefügt. Da diese auch noch je nach Arbeitspunkt variiert werden und eine zusätzliche Elektronik erforderlich ist, wurde der Rotorkreis über Schleifringe mit Kohlebürsten nach außen in den ortsfesten Bereich geführt. Technisch gesehen war das ein Rückschritt für den praktisch wartungsfreien Asynchrongenerator, da die Störanfälligkeit und der Wartungsbedarf des Generators durch die damals noch nicht so zuverlässig funktionierenden Schleifringe deutlich anstiegen. Auf der anderen Seite wurde so ein Nennschlupf von z. B. 10 % erreicht.

Vestas löste dieses Problem bisher mit dem OptiSlip® Verfahren. Um keine Schleifringe mehr im Rotorkreis zu benötigen, wurden die zusätzlichen Widerstände mit der zugehörigen Elektronik auf den Rotor montiert. Die Verstellung der Widerstände erfolgte durch Übertragung eines Schlupfsollwertes mittels Lichtwellenleiter. Das Konzept war erfolgreich und Vestas stellte mehrere Tausend dieser Anlagen her.

Mit dem neuen, hier vorgestellten OptiSpeed™ Verfahren ist es Vestas nun erstmals möglich, den Generator im Bereich von -30 % bis + 40% Schlupf zu betreiben. Dazu ist zwar eine Rückkehr zu inzwischen aber äußerst zuverlässigen Schleifringen im Rotorkreis notwendig geworden, doch statt der zusätzlichen Widerstände befindet sich nun ein Umrichter im Rotorkreis, der die Generatorleistung über die Rotorströme regelt. Damit kann über den Rotorkreis ein erheblich erweiterter Betriebsbereich der Windturbine beherrscht werden. Durch Kombination des rotorseitigen Wechselrichters mit einem rückspeisefähigen Gleichrichter kann Rotorleistung auch in das Netz zurückgespeist werden (Bild 3). Damit wird der Wirkungsgrad des Systems deutlich angehoben. Weiter ist der gesteuerte Gleichrichter in der Lage, die vom Generator erzeugten Oberwellen durch aktive Kompensation erheblich zu reduzieren. Durch die vollständig digitale Lösung konnte über die Software auch eine sehr effektive Dämpfung der bei großen Anlagen auftretenden Torsionsschwingungen in der Rotorwelle erreicht werden. Damit ist die Lebensdauer aller mechanischen Komponenten im Antriebsstrang deutlich verbessert worden. Das Regelungsverfahren kommt ohne einen Lagegeber aus.

Systemkonfiguration

Bild 4 zeigt, dass Vestas das Generatorsystem entsprechend der in Bild 3 vorgestellten Konfiguration aufbaute. Die Zählrichtungen der Spannungen und Ströme sind im Einklang mit den noch folgenden Bildern. Der Stator des Generators kann sowohl im Stern als auch im Dreieck geschaltet werden. Das erlaubt es, die Strangströme im Stator auch bei hohen Leistungen relativ niedrig zu halten. Bis ca. 800 kW wird die Anlage im Stern betrieben und darüber bis 2 MW im Dreieck. Diese Umschaltung führt dazu, daß es zum normalen Betriebszustand gehört, den Stator vom Netz zu trennen, ihn umzukonfigurieren, erneut auf das Netz zu synchronisieren und schließlich mit dem Netz zu verbinden. Dieser Vorgang kann im mittleren Leistungsbereich recht häufig auftreten und es erweist sich dann von Vorteil, diesen Ablauf in kürzester Zeit beherrschen zu können. Das vorgestellte System wäre in der Lage, sich im 1 Hz Rhythmus vom Netz zu trennen und wieder an dieses zu klemmen. In der Praxis werden solche Zyklen einerseits durch die Hysterese bei der Leistungsbereichumschaltung und andererseits durch die Art der Ablaufsteuerung nicht erreicht.

Bild 4: Konfiguration des elektrischen Systems

Steuerungshardware

Die umfangreiche Softwarefunktionalität machte eine 3-Prozessorlösung notwendig (Bild 5). Der für übergeordnete Aufgaben und Kommunikation zuständige Hostprozessor wird von sehr schnellen DSPs in Master/Slave-Konfiguration für die Regelungsaufgaben unterstützt. Die DSPs sind Fließkommarechner und werden in C programmiert. Die auf dem Master-DSP befindlichen Regler für den rotorseitigen Umrichter werden mit 5 kHz (Schaltfrequenz 2,5 kHz) und die auf dem Slave-DSP befindlichen Regler für den netzseitigen Umrichter mit 10 kHz (Schaltfrequenz 5 kHz) gerechnet. Die größere Taktfrequenz erhöht die Bandbreite für die Reduzierung der Stromharmonischen mittels des netzseitigen Umrichters.

Die Dual-Port-RAMs erlauben eine sehr effektive Kommunikation zwischen allen Prozessoren. Über eine RS232-Schnittstelle kann das DSP-System und damit die Regelung für Test und Inbetriebnahme unabhängig vom Host und der ArcNet-Verbindung betrieben werden. Alle Regelungsparameter werden im EEPROM. Mittels eines Logic Device Bausteins (LSI) werden zeitkritische Überwachungs- und Steuerfunktionen unterstützt. Die Sample-Zeitpunkte der ADC werden mit Hilfe eines LSI mit den Schaltfrequenzen und damit auch mit den Regelungstakten synchronisiert. Dieses führt zu einer minimalen eigenen und gegenseitigen Störung der Meßwerte. Der Host kommuniziert im Dual-Port-RAM über ein asynchrones Handshake-Protokoll mit dem Master-DSP.


Bild 5: Konfiguration Steuerungshardware

Theoretische Grundlagen des Regelungsverfahrens

Die beiden folgenden Bilder geben die elektrischen Ersatzschaltbilder des Generators, des netzseitigen Umrichters mit den Netzdrosseln, des Transformators und des Netzes wieder. Zusätzlich sind die Strom- und Spannungsvektoren mit den zugehörigen Winkeln eingezeichnet. Damit ist das Fundament für die Entwicklung der Regelungsalgorithmen festgelegt.


Bild 6a: Verhältnisse am Generator

Der über eine PLL aus der Netzspannung UL gewonnene Phasenwinkel g ist die Basis für das rotierende Statorfeld-Koordinatensystem innerhalb dessen die rot gezeichneten Rotorstromkomponenten IRd und IRq definiert sind (Bild 6a). Dieses Statorfeld-Koordinatensystem ist identisch mit dem Netzspannungs-Koordinatensystem in Bild 6b. Die Verschiebung dieser Koordinatensysteme um π/2 gegenüber gG führt dazu, daß im mit  rotierenden Koordinatensystem alle Wirkgrößen in der q-Achse und alle Blindgrößen in der d-Achse repräsentiert sind. Es wird deshalb für die Transformationen in der Regelung zugrunde gelegt. Der gemessene Rotorstrom IR läuft mit Schlupffrequenz ωR und dem Winkel ε auf dem mechanisch rotierenden Rotor um und ist daher auch stationär eine Wechselgröße mit veränderlicher Frequenz. Mit einem Rotorlagegeber ließe sich der Schlupfwinkel σ aus ρ und γG bzw. γ berechnen (Formel in Bild 6a) und damit könnten die gemessenen Rotorströme in die für die Rotorstromregelung benötigten gezeichneten Komponenten IRd und IRq transformiert werden. Ohne Rotorlagegeber kann der zur Transformation benötigte Schlupfwinkel σ aus der Differenz ε – λ berechnet werden. Der elektrische Winkel ε läßt sich aus den im rotierenden Rotor-Koordinatensystem gemessenen Rotorstromkomponenten IRa , IRb berechnen (die Schleifringe leisten diese mechanische Koordinatentransformation), während der Winkel λ nur indirekt über das Generatormodell berechnet werden kann (Bild 6a). Das Generatormodell liefert bei eingehenden Statorstromkomponenten ISd, ISq die Rotorstromkomponenten IRd , IRq im rotierenden Statorfeld-Koordinatensystem. Aus diesen ist es möglich, λ zu berechnen.


Bild 6b: Verhältnisse am netzseitigen Umrichter

Bild 6b zeigt, daß für den netzseitigen Umrichter das rotierende Netzspannungs-Koordinaten-system und das ortsfeste Erde-Koordinaten-system benutzt werden. Beide Koordinatensysteme haben ihre deckungsgleichen Entsprechungen im rotierenden Statorfeld- und ortsfesten Stator-Koordinatensystem in Bild 6a. Die Gleichheit der Koordinatensysteme führt zur Verwendung derselben Winkel und ermöglicht es, die Größen der auf verschiedene Prozessoren verteilten Regelungen miteinander zu verrechnen bzw. auszutauschen.

Regelung des rotorseitigen Umrichters

Die Einspeiseleistung in das Netz wird über die Einprägung der Rotorströme geregelt (Bild 7 oben rechts). Die Regelung der Rotorströme wiederum erfolgt im mit Schlupffrequenz ωR rotierenden Koordinatensystem, dessen Transformationswinkel der Schlupfwinkel σ ist. Da die gemessenen Rotorströme als elektrische Frequenz ebenfalls die Schlupffrequenz haben, führt das dazu, daß die Regler im stationären Zustand nur noch Gleichströme sehen und die Reglerauslegung damit erleichtert wird. Die Aufteilung der Rotorströme in eine feldbildende d-Komponente und eine momentbildende q-Komponente ermöglicht die kaskadenförmige Überlagerung der Rotorstromregelung mit einem Netzwirk- bzw. Netzblindleistungsregler (PMG, QMG).


Bild 7: Netz-Leistungsregelung über den Rotorstromkreis ohne Lagegeber

In der unteren Hälfte von  Bild 7 sieht man die Berechnung des für die Koordinatentransformation unentbehrlichen Schlupfwinkels SIGMA aus den Netz- und den Rotorströmen (IL, IR). Aufgrund des relativ hohen Oberwellengehaltes der Rotorströme müssen sie für die Winkelberechnung gefiltert werden. Dieses führt zu einer wesentlichen Phasenverschiebung, die wiederum von der Schlupffrequenz abhängig ist. Mittels einer differenzierenden Rückführung des berechneten Schlupfwinkels SIGMA wird die Schlupffrequenz OMEGAR berechnet und nach Wichtung dieser mit der Filter-Zeitkonstanten TI_IR führt eine Arcustangensoperation auf den aktuellen Winkel der Phasenverschiebung. Durch Addition auf den berechneten Winkelwert (EPS) erfolgt eine Kompensation der durch den Filter bewirkten Nacheilung. Um den stationär stillstehenden Winkel LAMDA zu berechnen, müssen entsprechend der Systemkonfiguration in  zuerst die nicht direkt gemessenen Statorströme berechnet werden. Daraus können mittels eines Generatormodells die Rotorströme IRQ_SNL, IRD_SNL in Statorfeldkoordinaten berechnet werden (In Bild 6a sind es die rot gezeichneten Komponenten IRq und IRd). Diese Ströme dürfen nicht mit IRQ und IRD im  gleichgesetzt werden, da IRQ und IRD Komponenten des rotierenden Schlupfwinkel-Koordinatensystems sind.

Regelung des netzseitigen Umrichters

Die Regelung des netzseitigen Umrichters (Bild 8) befindet sich auf dem Slave DSP. Neben der Erfassung der Netz- und der Statorspannungswinkel (gG, gS) wird hier die Zwischenkreisspannung UDC auf konstant 800 V geregelt. Je nach Arbeitspunkt im Generator bedeutet das entweder das Einspeisen von Rotorleistung PR aus dem Netz oder das Rückspeisen derselben in das Netz. Dabei wird entsprechend Bild 6b der Phasenwinkel φ zwischen Strom und Netzspannung zu Null geregelt. Es wird also in beide Richtungen nur Wirkleistung durch den netzseitigen Umrichter transportiert. Die Regelung arbeitet in Netzspannungs-Koordinaten, so daß die Regler es im stationären Zustand nur mit Gleichgrößen zu tun haben. Über eine übergeordnete Regelung kann auch gezielt Blindleistung über IGD_REF gestellt werden und somit eine Blindleistungskompensation realisiert werden (Phasenschieber).


Bild 8: Rückspeisefähiges Einspeisegerät für den Rotorkreis

Synchronisieren zum Netz ohne Rotorlagegeber

Bevor der Generator an das Netz geschaltet werden kann, ist sicherzustellen, daß er an seinen Statorklemmen eine hinsichtlich Amplitude, Frequenz und Phase mit dem Netz übereinstimmende Spannung hat. Je größer die Abweichung im Augenblick des Zuschaltens ist, um so höhere Ausgleichströme fließen. Sie können zum Ansprechen der Stromüberwachung führen und damit zum Abschalten der Anlage. Um jegliche Störung des Netzes zu vermeiden, wird angestrebt, die Differenzspannung zwischen Stator und Netz minimal zu halten. Dieses ist aufgrund der Harmonischen in der Generatorspannung nicht einfach zu realisieren. Bild 9 zeigt am Beispiel einer Simulation, in welchen Schritten die Synchronisierung zum Netz vollzogen wird. Um die Synchronität überprüfen zu können, werden die zwischen den Phasen 1 und 2 des Netzes und des Stators gemessenen Spannungen (UL,12, US,12) hinsichtlich Amplitude, Frequenz und Phasenlage miteinander verglichen. UD,12 zeigt die Augenblickwertdifferenz, Delta U die Amplitudendifferenz, Delta f die Frequenzdifferenz und DELTA_GAMMAGS die Winkeldifferenz zwischen diesen beiden Spannungen. Zu Beginn der Synchronisierungsablaufsteuerung weicht in der Regel die Statorspannung hinsichtlich Amplitude und Frequenz von der Netzspannung ab. Punkt (1) in  zeigt, daß zuerst über eine Amplitudensteuerung die Amplitudengleichheit hergestellt wird. Die Frequenz der Statorspannung US,12 ist unbekannt, da sie sich aus der unbekannten mechanischen Rotationsfrequenz ωm und der gesteuert vorgegebenen elektrischen Schlupffrequenz ωR zusammensetzt. Sobald daher die Statorspannung eine ausreichende Amplitude hat, kann durch die Nulldurchgänge die Frequenz ωs der Statorspannung ermittelt werden und die Differenz zur Netzfrequenz ωG auf den Steuerwert für die Schlupffrequenz addiert werden (2). Idealerweise wird damit die Frequenzdifferenz schlagartig zu Null. In der Realität spiegelt die Nulldurchgangserkennung auch die Harmonischen in der Generatorspannung wieder, so daß es zu einem Meßfehler hinsichtlich der Grundfrequenz der Statorspannung kommt.

Die Aufschaltung der Frequenzdifferenz bewirkt aber zumindest, daß sich die Winkeldifferenz nur noch langsam ändert. Damit kann die Winkeldifferenz in einem weiteren Schritt abgebaut werden (3). Auch wenn sie innerhalb eines Abtastschrittes abgebaut werden könnte, wird der Abbau langsam vollzogen, um Spannungssprünge im Rotorkreis zu vermeiden. Diese würden Eigenschwingungen im Rotorkreis auslösen und das Erreichen eines ruhigen Arbeitspunktes vor dem Zuschalten an das Netz (4) hinauszögern.

Da aufgrund der Unruhe durch die Harmonischen der Amplituden-, der Frequenz- und der Phasenregler während des gesamten Synchronisierungsprozesses aktiv bleiben müssen, gestaltet sich beim Betrieb ohne Rotorlagegeber die Synchronisierung mit zunehmender Schlupffrequenz schwieriger. Ursache dafür sind die sich gegenseitig beeinflussenden Regler. Durch Optimierung der Parameter in den beteiligten Reglern ließ sich trotz dieser Umstände eine Synchronisationszeit zwischen 0.5 und 1 Sekunde erreichen.

                                                                                                   Bild 9: Prinzip der Netzsynchronisation    

Reduzierung der Generatorharmonischen

Mit Hilfe einer Erweiterung in der Regelung des netzseitigen Umrichters werden die 5. und 7. Netzharmonischen the Generators sowie dessen Schlupfharmonischen erheblich reduziert, so dass der THD-Wert in den zum Netz gehenden Strömen unter 1% liegt.

Messungen am 2 MW Prototyp

Die folgenden Messungen spiegeln die gute Performance der digital gesteuerten Windkraftanlage wieder.

Einspeiseleistung unabhängig von schnellen Windänderungen


Bild 10: Einspeiseleistung unabhängig von der Windfluktuation

Trotz einer Schwankung der zugeführten Windenergie um den Faktor 8 (proportional zur 3. Potenz der Windgeschwindigkeit) bleibt die Einspeiseleistung des Generators in das Netz konstant auf dem Sollwert (Bild 10). Wie man am Geschwindigkeitsverlauf sieht, werden diese erheblichen Energieschwankungen in Rotationsenergie umgewandelt, wobei die Verstellung des Anstellwinkels der Rotorblätter (Pitchwinkel) dafür sorgt, daß die Generatorgeschwindigkeit im Mittel nicht aus dem Arbeitspunkt (1600 U/min) herauslaufen kann.

Dynamik und Steifigkeit der Leistungsregelung im 1 MW Arbeitspunkt


Bild 11: a) 150 kW Leistungssprung (CH1: PMG_REF, CH2: PMG, CH3: QMG)


Bild 11b) Geschwindigkeitsvariation 200 U/min  (CH1: PMG, CH2: QMG, CH3: SPEED)

Die sehr gute Performance der Windkraftanlage spiegelt sich in einer auch unter extremen Bedingungen schnellen und stabilen Leistungsregelung wieder. Bild 11a zeigt, daß die Leistungsregelung eine Sprungantwortzeit von ca. 40 ms besitzt, was ca. zwei Netzperioden entspricht. Damit ist auch bei schwachen Netzen ein stabiler Betrieb sichergestellt. Bedingt durch das feldorientierte Regelungsverfahren, kann dem Bild auch die sehr gute Entkopplung von Wirk- und Blindleistungsregelung entnommen werden. Bild 11b zeigt, daß selbst beim Wechsel von unter- zur übersynchronem Betrieb die Leistungsabgabe konstant gehalten werden kann und die Blindleistung konstant bei 0 kVA gehalten wird, was einem Leistungsfaktor von 1 entspricht.

Diese schnelle Leistungsregelung ermöglicht eine sofortige Reaktion auf Windturbulenzen oder Veränderungen in der Netzbelastung, so daß ein stabiler Betrieb, selbst unter extremen Wind- oder Netzbedingungen erzielt wird und die Netzrückwirkungen minimal bleiben.

Sanftes ans Netz gehen

Bild 12 dokumentiert die Vernachlässigbarkeit von Netzausgleichströmen während des Zuschaltens des Generators an das Netz. Der Netzstrom IL1 ist die Summe aus Statorstrom und netzseitigem Umrichterstrom und ist daher auch vor dem Zuschalten des Generators an das Netz (K500 = 1) ungleich Null (siehe dazu auch Bild 4).


Bild 12: Synchronisation und Zuschaltung (CH1: US12, CH2: UL12, CH3: IL1, CH4: Schütz)

Wirkung der Harmonischenreduzierung


Bild 13: Ohne Reduzierung der Harmonischen


Bild 14: Mit Reduzierung der Harmonischen

Bild 13 und 14 kann entnommen werden, daß sich die Qualität der Netzströme durch die aktive Kompensation der vom Generator verursachten Harmonischen erheblich verbessert. Im Detail zeigen die Bilder die Netzspannungen UL1 und UL2 jeweils mit den zugehörigen Phasenströmen IL1 und IL2.

Wirkung der Leistungsregelung auf die Flickerunterdrückung

Ein nicht kontinuierlicher Leistungsfluß führt zu Stromschwankungen, und damit über die Spannungsabfälle an den Netzimpedanzen zu Spannungsvariationen an den Netzklemmen. Die Änderungen der Netzspannung führt bei Lampen - besonders bei Glühlampen - zu Leuchtdichteschwankungen, welche als Flicker bezeichnet werden. Am empfindlichsten reagiert das menschliche Auge auf Spannungsvariationen mit einer Frequenz von 8,8 Hz. Hier können bereits Spannungsschwankungen von unter 0,3 % zu Schwankungen in der Leuchtdichte führen, die Beschwerden hervorrufen.

Damit die Windkraftanlagen keine unerwünschten Leuchtdichteschwankungen verursachen, wird die Leistungsregelung so ausgelegt, daß durch den Wind verursachte Leistungsänderungen nicht zu Flickern führen. Durch die entkoppelte Regelung von Wirk- und Blindleistung ist es z. B. möglich Turmschattenstörungen vollständig zu unterdrücken. Weiter werden durch die übergeordnete Pitch-Regelung Windgeschwindigkeitsänderungen so ausgeregelt, daß keine Flicker am Netzanschlußpunkt erfolgen.


Bild 15a: Flicker im Wirkleistungsspektrum


Bild 15b: Flicker im Blindleistungsspektrum

Wie in Bild 15a und b zu sehen ist, gibt es keine Leistungsschwankungen in dem für das menschliche Auge empfindlichen Frequenzbereich von 0,5 bis 25 Hz. Bei den Windkraftanlagen mit dem doppeltgespeisten Asynchrongenerator wird daher ein C-Faktor von unter 6 erreicht, welches z.B. einen Anschluß an ein Netz mit geringer Kurzschlußleistung erlaubt.

Betrieb, Sicherheit und Wartung

Der Betrieb der Anlage beginnt zum Beispiel folgendermaßen: Bei sehr geringem Wind werden die Rotorblätter in eine 45° Position gebracht, um so eine optimale Angriffsfläche für die Windkraft zu bieten. Der Rotor beginnt sich langsam zu drehen und beschleunigt mit steigender Windgeschwindigkeit. Hat er die Drehzahl, ab der die Netzverbindung hergestellt werden darf, erreicht, synchronisiert sich der in Stern geschaltete Generator hinsichtlich Spannungsamplitude und -phase auf das Netz und geht dann sehr sanft ans Netz. Die OptiTip ® Regelung bringt nun die Anstellwinkel der Rotorblätter in die jeweils optimale Position. Auf diese Weise folgt die Windkraftanlage einer Leistung über Geschwindigkeit Kennlinie mit optimalem Wirkungsgrad. Mit weiter steigender Windgeschwindigkeit steigt auch die vom Wind zugeführte und an das Netz weitergegebene Leistung. Die Nennleistung kann aber nur mit einem im Dreieck geschalteten Generator erreicht werden. Das hat zur Folge, daß der im Sternbetrieb arbeitende Generator in den Dreiecksbetrieb umgeschaltet werden muß. Um jedoch die Verluste bei kleinerer Leistung gering zu halten, wird immer erst mit dem Sternbetrieb begonnen. Die Stern-Dreieck-Umschaltung kann dank einer sehr schnellen Regelung der Rotorströme innerhalb einer Sekunde erfolgen. Übersteigt die Windgeschwindigkeit ihren Nennwert, wird eine Steigerung der Leistung über ihren Nennwert hinaus vermieden. Die Leistungsaufnahme läßt sich stationär durch die Verstellung der Rotorblattwinkel begrenzen. Bei dynamischen Änderungen der Windgeschwindigkeit wirkt die Rotorträgheit stark dämpfend und erlaubt der digitalen Regelung, die Leistung sehr konstant zu halten.

Das Sicherheitskonzept des OptiSpeed™ Systems entspricht dem der Anlagentypen V29, V39, V42, V44, V47, V63 und V66. Die größeren Windturbinen, die für jedes Rotorblatt einen eigenen unabhängigen Regelkreis zur Blattwinkelstellung haben, können notfalls mit einem einzigen dieser drei Regelkreise kontrolliert vom Betrieb in den Stillstand gebracht werden. Bei diesen Turbinen hat die vorhandene mechanische Bremse keine Sicherheitsfunktion, sondern dient im Stillstand nur als Feststellbremse. Anders verhält es sich bei kleineren Windturbinen. Hier gibt es nur einen auf alle Rotorblätter wirkenden gemeinsamen Regelkreis für die Rotorblattstellung. Fällt dieser Regelkreis aus, bringt die mechanische Bremse die Turbine in den Stillstand. Die Generator- und Rotorgeschwindigkeit werden im Rahmen der Steuerelektronik überwacht. Darüber hinaus gibt es eine weitere externe Überwachung auf Überschreiten der maximal zulässigen Geschwindigkeit. Diese beiden unabhängigen Überwachungssysteme tragen zusätzlich zu einem hohen Maß an Betriebssicherheit bei.

Die Windturbine wird regelmäßig alle sechs Monate gewartet. Bei Störungen ist die Windturbine zusätzlich in der Lage, sich über das Ferndiagnosenetz mit der Wartungsabteilung bei Vestas in Verbindung zu setzen. Nahezu alle von Vestas aufgestellten Windkraftanlagen sind an das Ferndiagnosenetz angeschlossen. Diese Einrichtung versetzt Vestas stets in die Lage, innerhalb kürzester Zeit eine ausgefallene Windturbine wieder betriebsbereit zu machen.

Zusammenfassung und Ausblick

Mit den neuen Windturbinen nach dem OptiSpeed™ Verfahren verfügt Vestas über eine optimale und leistungsstarke Turbinenklasse, die frühere Systeme hinsichtlich Wirkungsgrad und Qualität der Leistung weit übertrifft. Das konsequent digitale Regelungsverfahren hat zu einer sehr flexiblen Lösung geführt, die für alle Leistungsklassen, Netzverhältnisse und Leistungsteile konfigurierbar ist. Auch das aerodynamische Design wurde soweit optimiert, daß die akustische Umweltbelastung ausgesprochen gering ist. Zur Zeit sind folgende Turbinen damit ausgerüstet: V52-850 kW, V66-1,75 MW, V66-2.0 MW und V80-2.0 MW. Der nächste Leistungssprung ist mit der V80-3.0 MW bereits in Vorbereitung.

In den kommenden Jahren erwartet Vestas Wind Systems in der ganzen Welt diese Turbinen zu errichten. Die Windturbinen können prinzipiell überall, d. h. auf dem flachen Land, in den Bergen und im Wasser in Küstennähe errichtet werden. Ausschlaggebend für eine solche Entscheidung sind lediglich die Windverhältnisse, die ökologischen Randbedingungen und das Vermeiden von Belastungen für die Menschen.

Die möglichen mechanischen Dimensionen solcher Windturbinen erscheinen aus heutiger Sicht noch grenzenlos. Deshalb werden sie hinsichtlich Leistung und Baugröße weiter wachsen. Die hier vorgestellte technische Lösung nach dem OptiSpeed™ Verfahren ist das technisch Anspruchsvollste, das von Vestas Wind Systems jemals auf den Markt gebracht wurde.

Diese Applikationsbeschreibung entspricht der gemeinsam mit Vestas Wind Systems A/S gemachten Veröffentlichung:

Ehrenberg, J.; Andresen, B.; Rebsdorf, A.:
Windkraftanlagen für den Megawattbereich, Digitale Steuerung eines doppelt gespeisten Asynchrongenerators ohne Lagegeber, Teil 1
Zeitschrift Elektronik 2001, Heft 18, S. 60 ... 67

Ehrenberg, J.; Andresen, B.; Rebsdorf, A.:
Windkraftanlagen für den Megawattbereich, Digitale Steuerung eines doppelt gespeisten Asynchrongenerators ohne Lagegeber, Teil 2
Zeitschrift Elektronik 2001, Heft 19, S. 78 ... 87