DE102007049368A1

DE102007049368A1 - Windenergieanlage mit erhöhter Betriebssicherheit

Info

Publication number: DE102007049368A1
Application number: DE102007049368A
Authority: DE
Original assignee: SETEC GmbH
Current assignee: SETEC GmbH
Priority date: 2006-11-19
Filing date: 2007-10-07
Publication date: 2008-05-21

Abstract

Vorrichtungen zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage besonders geeignet für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimut-Stellantrieben (Azimutantrieben) drehbaren Gondel, mit einem Innenraum mit Steuer- und Regelungsmitteln und mit einem Generator bestehend aus Stator und Rotor, und der mit einer im wesentlichen horizontal drehbaren Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass
– ein an der Nabe (25) abgestützter Pitchantrieb (30) eine Verbindung mit dem Rotorblatt (23) aufweist,
– und eine Abstützung (Festbremsung) eines Rades (33.1) zur Achse (33.4) oder gegen ein anderes Teil das mit dem Maschinenträger (27) in Verbindung steht, vorhanden ist;
– und ein Rad (33.6) vorhanden ist das mit der Nabe (25) umläuft und mit dem Rad (33.1) in Verbindung steht, und das Rad mit Mittel in Verbindung steht zur Erzeugung einer Drehbewegung...

Description

Die Erfindung betrifft eine Windenergieanlage im wesentlichen bestehend aus Turm, und darauf aufgesetzter Gondel die durch Stellantriebe (genannt Azimutantriebe) drehbar ist, und mit einem oder mehreren Generatoren, die entweder direkt oder über eine oder mehrere Getriebestufen mit der Nabe gekoppelt sind, und mit mindestens einem an einer Nabe befestigten Rotorblatt, das zur Begrenzung des vom Wind erzeugten Drehmomentes und zur Begrenzung der Anlagenlasten, mindestens einen Stellantrieb (genannt Pitchantrieb) für jedes Rotorblatt besitzt, zur Einstellung des Blattwinkels.
Die erfindungsgemäße Windenergieanlage ist gekennzeichnet durch frühzeitig wirkende Lastenbegrenzung und insbesondere auch geeignet für Offshore Anwendung im MW Leistungsbereich. Die Gestaltung gewährleistet zudem insbesondere, dass auch bei Windstärken bei denen normalerweise eine Abschaltung der Energieproduktion erfolgen muss, genannt erste Abschaltwindstärke, die Windenergieanlage noch weiter betrieben werden kann, bis zu einer Abschaltwindstärke zwei. Die dazu notwendigen Neuerungen werden gemäß Beschreibung, Aufgabenstellung und Ansprüchen vorgeschlagen, und betreffen die Herstellung, die Errichtung, und die Energieproduktion in Extremsituationen.
Dies wird erreicht durch weiterführende Gestaltungen der Pitchantriebe und mit der Einbeziehung von Ausführungen zur Lastenbegrenzung in Verbindung mit den zur Lastenbeeinflussung notwendigen Angaben zu den Azimutantrieben, und der Kombination von Leistungselektronik mit dem Generator und dessen Ausführung.
Generell lassen sich die Vorschläge an bekannten Strukturen von Windenergieanlagen für horizontal oder vertikal gelagerte Rotoren anwenden. Besondere Vorteile hinsichtlich der Anwendung bestehen durch die Verwendung eines direktangetriebenen Generators, als Innenläufer oder Außenläufer mit permanenter Erregung und mit einem oder mehreren Statoren und Rotoren in Zahnspulentechnik.
Kennzeichnend ist dabei die Erhöhung der Betriebsicherheit verbunden mit einer Gewichts- und Baugrößenoptimierung, insbesondere durch die Gestaltung und mechanische Integration in die Anlage, sowie durch analytische Definition besonderer Kombinationen aus Statorwicklung und Magnetpolen und der damit verbundenen Gestaltung der Umrichter.
Das Hauptmerkmal der erfindungsgemäßen Verbesserungen betrifft die Betriebsiebssicherheit durch Stellantriebe, und im wesentlichen das System zur Verstellung der Rotorblätter. Eingeschlossen ist eine Bereitstellung von Hilfsenergie zur Windnachführung der Gondel, z.B. im Falle eines Netzfehlers. Ebenfalls angegeben ist ein Vorschlag für einen werkseitigen Belastungstests des Generators, und eine vorteilhafte Montage der Rotorblätter während des Aufbaues der Windenergieanlage an einem Standort mit erhöhtem Windaufkommen. Zusätzlich wird ein Generatorbetrieb mit reduzierter Leistung angegeben, im Falle eines Defektes innerhalb des Systems Generator, Elektrik, Elektronik, unter Berücksichtigung besonderer Kühlung des Generators. Enthalten ist auch ein Vorschlag wie eine vereinfachte Reparatur am Generator ermöglicht wird, auch wenn die Notwendigkeit als sehr gering bezeichnet werden kann.
Stand der Technik
Wesentliche Unterscheidungsmerkmale derzeitiger drehzahlvariabler Windenergieanlagen sind Systeme mit getriebelosem Generator als Direktantrieb, wie in 1 vereinfacht dargestellt, oder Ausführungen bei denen ein Getriebe einen oder mehrere Generatoren antreibt. Allgemein ist festzustellen, dass es bis heute noch keine Windenergieanlage im Bereich großer Leistung gibt, die eine sehr hohe Sicherheit unter schwierigen Bedingungen wirklich nachweisen kann. Insbesondere bestehen erhöhte Risiken, an einem Standort mit Wind im Überlebensbereich, der dort nicht nur alle 50 Jahre wahrscheinlich ist.
Um eine Windenergieanlage oberhalb eines Abschaltwindes von z.B. 25 m/s in einem Bereich einer Windstärke von z.B. bis 35 m/s weiter betreiben zu können, wird gemäß DE-195 32 409-B4 vorgeschlagen, die Leistung der Windenergieanlage und die Betriebsdrehzahl des Rotors ab der ersten Abschaltgeschwindigkeit in Abhängigkeit vom Anstieg der Wind- und Anströmgeschwindigkeit zu vermindern. Problem ist dabei, dass die für eine Reaktion benötigten Winddaten nur verzögert ermittelt werden können, da Messwerte mehrere Sekunden gemittelt und ausgewertet werden müssen, und so eine Aktion zur Begrenzung von Spitzenlasten immer zu spät eingeleitet wird.
Ähnliches wird in DE-10 2006 034 106-A1 beschrieben, jedoch fehlt auch hier die Angabe wie Lasten tatsächlich limitiert werden sollen, da die beschriebenen Verfahren ebenfalls Zeitverzug zur Auswertung beinhalten, und zudem ungenau sind.
Eine durch schnelle Windänderung entstehende Lastenänderung lässt sich mittels dieser Angaben nicht mit kurzer Verzögerung erkennen, und somit auch nicht begrenzen. Die pauschale Angabe, dass beliebige Sensoren der Anlage eine Reduzierung von Leistung und Drehzahl zur Folge haben sollen, ist nicht ausgeführt, bzw. stellt auch keine Neuerung dar, da derartiges an jeder mit Stellantrieben für die Rotorblätter ausgerüsteten Windenergieanlage trivial ist. Auch eine Ableitung aus der Aktivität des Pitchsystems erlaubt keine möglichst frühzeitige Erkennung einer Laständerung, da der Beginn einer Pitchaktivität von der Erfassung der bereits verzögerten Signalauswertung abhängt.
Nicht berücksichtigt wird bei allen bekannten Verfahren, dass durch Windböen bereits im 100 ms Bereich erhebliche Lastspitzen stattfinden und dadurch erhöhte Gefahr frühzeitiger Ausfälle von Komponenten und Ermüdungen sicherheitskritischer Teile entsteht. Dies lässt sich durch Windmessung, Dehnungsmessstreifen und Schwingungssensoren nur unzureichend beherrschen, da entsprechende Auswerteverfahren wertvolle Zeit verstreichen lassen, und dadurch nur verzögerte Einflussnahme zur Lastenbegrenzung erfolgen kann. Weitere Grenzlasten können entstehen wenn die Windenergieanlage z.B. bei einer Netzstörung abgeschaltet werden muss, wozu die Rotorblätter (3) in den Bereich der „Fahnenstellung" (6, 6.1) verstellt werden. Dies erfolgt durch Pitchantriebe (7) über die Verzahnung am Blattlager (7.3) und wodurch die Nabe (15) dann bei Frontanströmung auch bei Extremwind nur noch eine kleine Drehzahl annehmen kann, sofern sie nicht durch eine mechanische Fail-safe Bremse ganz blockiert wird.
Durch die direkte Aufschaltung einer gepufferten DC-Spannung an die DC Pitchantriebe entsteht eine nicht kontrollierte Drehzahl der Pitchantriebe (7) mit der Gefahr kritischer Turmschwingung wegen zu steiler aerodynamischer Bremsung, und es besteht zudem die Gefahr, dass Energie aus Batterien oder Kondensatoren versagt, und somit die Sicherheitsfunktion verloren geht.
Eine Erhöhung der Sicherheit für die Blattrückstellung wird in Patent DE-197 20 025.B4 gezeigt, indem ein mechanischer Energiespeicher aus Spiralfedern die Rückstellung ausführt, und der keine Haltebremse am Rotorblatt benötigt, mit der Gefahr dass dies nicht öffnet, jedoch wird bei extremer Stelltätigkeit wie an Starkwindstandorten möglich, die erwartete Lebensdauer von 20 Jahren nicht mehr sicher nachweisbar.
Nachteilig bei bekannten Verfahren der Pitchantriebe mit elektrischem Energiespeicher, ist die unsichere Funktion der Rückstellbewegung zur Fahnenstellung (6), und somit ein möglicher Totalschaden wegen hochdrehendem Rotor.
Technologie wie z.B. in DE-100 33 029-B4 vorgeschlagen, hat den Nachteil, dass der Sicherheitsantrieb im Falle eines Blitzeinschlages bei beschädigtem Blitzschutz, seine Funktion total verlieren kann, und dadurch der Rotor durchdrehen wird, sofern nicht eine zusätzliche mechanische Bremse die Redundanz der Abbremsung gewährleistet.
Kritisch hinsichtlich der Anlagenlasten ist zudem, dass eine gemäß dem Stand der Technik verwendete stromlos geschlossene Haltebremse das Rotorblatt unbeabsichtigt auf der aktuellen Position blockieren kann. Im Falle z.B. eines gebrochenen Anschlusskabels für die Magnetspule der Blatt-Haltebremse, wird das Rotorblatt nicht freigegeben, und ermöglicht keine Sicherheitsverstellung zur Fahnenlage, gefolgt von kritischen Zuständen für die Anlage, sofern die Störung nicht bei geringer Windstärke eintritt. Derartige Risiken sind ebenfalls erkennbar gemäß EP1029176-B1 , wobei ein Rotorblatt nur durch eigenen Massenschwerpunkt zurückdrehen soll, und im Falle eines Ausfalls der Leistungsversorgung eine Rücklaufsperre vorgeschlagen wird, um eine Bewegung in die Arbeitsposition zu verhindern. Eine Lösung des Problems zur sicheren Rückstellung ist dadurch nicht gewährleistet, da z.B. bei Netzausfall im Bereich des Abschaltwindes, und mit z.B. verspanntem Rotorblattlager (7.4), das Rotorblatt (3) sich nicht oder nur mit sehr geringer Geschwindigkeit zurückstellen wird, wodurch ebenfalls Überdrehzahl der Nabe (15) und erhebliche Beschädigung wahrscheinlich wird. In WO-2006/096895 wird vorgeschlagen, eine außerhalb der Nabe zu installierende Notstromversorgung für alle Stellantriebe gemeinsam bereitzuhalten, und ergänzend dazu noch eine mechanische Bremse zu verwenden, die den Rotor abbremsen kann. Derartige Konstellation löst aber das Problem nicht, eine sichere Rückstellung der Rotorblätter zu gewährleisten. Im Gegenteil bedeutet dies im Falle eines Kurzschlusses z.B. im Schleifringübertrager, den möglichen Ausfall der parallel versorgten Rotorblatt-Stellantriebe, und die mechanische Rotorbremse müsste in der Lage sein die komplette Energie der Abbremsung aufzunehmen, was bei immer größer werdender Anlagen immer aufwendiger wird.
Bei Rotorblättern in Fahnenlage und seitlicher Anströmung findet ebenfalls eine Zunahme der Anlagenlasten statt, sofern das Rotorblatt auf fixer Position am Anschlag in Fahnenlage gehalten wird. Eine mögliche Lösung dieses Problems beinhaltet bereits DE 197 20 025-B4 , wobei mehrere jedem Rotorblatt zugeordnete Spiralfedern automatisch die Drehung des Rotorblattes in Richtung Arbeitsposition auf einen kleinen Winkelbereich begrenzen. Andere Verfahren für eine weiche Fahnenstellung der Rotorblätter sind für Windenergieanlagen im MW Bereich nicht bekannt.
Ein weiteres Problem besteht beim Betrieb an Starkwindstandorten durch häufigere Aktivität der Pitchantriebe (7), um die wechselnde oberhalb Nennwind befindliche Windenergie zu begrenzen. Als Folge davon besteht erhöhte Belastung und Abnutzung der Verzahnung der Getriebestufen der Pitchantriebe (7), und dies insbesondere beim Wechsel der Drehrichtung, und somit der dynamischen Umkehr der Zahnflankenberührung innerhalb der Getriebe (7.1) der Stellantriebe (7) und der Zähne zwischen Abtriebsritzel (7.2) und Blattlagerverzahnung (7.3).
Ein Versuch die Stellantriebe für höhere Belastung auszulegen wird in DE 101 16 011-B4 unternommen, jedoch wird das Problem der Zahnbeschädigung nicht gelöst, sondern nur durch doppelten Aufwand reduziert. Zudem enthält das Patent technische Angaben die nicht der gewünschten Funktion entspre chen können, da z.B. ein Gleichstrom nicht geeignet ist um einen Asynchronmotor auf einer gewünschten Position festzuhalten.
In DE 10 2004 024 564 B4 wird ebenfalls ein Verfahren beschrieben das Lasten reduzieren soll, indem der Rotor innerhalb eines Trudelbereiches mit einstellbarem Blattwinkel in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit betrieben werden soll. Eine Lastenüberhöhung abzuwenden ist auch durch diesen Vorschlag nicht gewährleistet, da z.B. nach Installation der Anlage und bei Verzögerung des Netzanschlusses, oder auch bei Netzabschaltung im Betrieb, nach einem Ausfall eines ohne Redundanz arbeitenden Hilfsgenerators die Lastenreduzierung nicht mehr funktioniert. Auch die Vorschläge der Verwendung von Notstromaggregaten oder dergleichen, können nicht als dauerhafte Lösung zur Lastenbegrenzung bezeichnet werden, da bereits eine einfache Störung, wie z.B. fehlender Kraftstoff, das System versagen lässt. Ebenfalls nicht gelöst ist dabei das Problem bei aufkommendem Wind nach Windstille und bei ausgefallenem Netz, da der Pitchantrieb nicht verstellt werden kann ohne Energie des Hilfsgenerators, aber der Hilfsgenerator gemäß Vorschlag erst Energie erzeugen soll, nachdem der Pitchantrieb den Blattwinkel für erhöhte Trudeldrehzahl eingestellt hat, und somit das System nicht zur beschriebenen Funktion gelangen kann. Ein zusätzliches Sicherheitsproblem dieses Vorschlages besteht darin, dass sofern der Hilfsgenerator nach Verstellung auf höhere Trudeldrehzahl ausfällt, keine Rückstellung der Rotorblätter in die Fahnenlage mehr stattfinden kann.
Dem Stand der Technik entsprechende Pitchantriebe enthalten zusätzlich den Nachteil, dass sofern eine während der Montage der Rotorblätter erforderliche Drehbewegung des Blattlagers mittels externer Stromversorgung für die Bremsenbetätigung stattfinden muss, wodurch ein Gefahrpotential für das Montage- und Servicepersonal besteht, wegen einem möglichen unbeabsichtigten schwerkraftabhängigen Verdrehen des Rotorblattes.
Insbesondere für an Starkwindstandorten zu betreibenden Windenergieanlagen wird es schwierig Zeitfenster mit geringer Windstärke zu finden, um den komplett mit Flügel vormontierten Rotor (15) mittels Kran z.B. an der bereits am Turmkopf befindlichen Generatorwelle (17) anzubringen.
Seit Beginn der Montage von Anlagen auch unterhalb des MW Bereichs, ist es Praxis, dass Rotorblätter und/oder Blattlager auch ohne großen Kran montiert werden, und dies mittels Seilen, Umlenkrollen und Hebeeinrichtungen am Blatt und an der Anlage stattfindet. Eine Ausgestaltung dazu wird in DE 103 03 555-B4 beschrieben, wobei das beschriebene Verfahren nicht schlüssig ist, da nicht offenbart wurde wie nach Anbringung eines Rotorblattes in 6 Uhr Stellung, dieses dann mit der Nabe (3) gegen die Schwerkraft nach oben gedreht werden soll, damit der nächste Rotorblatt-Anschraubpunkt nach unten gedreht werden kann, und so nacheinander auch weiteren Rotorblätter montiert werden können. Eine weitere Ausgestaltung zur Montage von Rotorblättern ohne Kran bis Nabenhöhe, beschreibt WO-2006/053554-A2 , jedoch wird auch dort nicht offenbart wie bei einer Anlagenerrichtung nacheinander alle Rotorblätter in der 6 Uhr Stellung des Blatt-Anschlusspunktes an der Nabe montiert werden sollen. Im Falle, dass eine Windenergieanlage bei Windstärken die in Nähe der berechneten Überlebenswindstärke liegt ohne ein redundantes System der Windnachführung betrieben wird, entstehen ebenfalls Extremlasten auf die mechanischen Komponenten, sofern der Wind die Frontanströmung verlässt. Patent DE 100 58 076-C2 beschreibt ein Verfahren zur Lastenbegrenzung innerhalb der Windenergieanlage, bei dem die Windnachführung den Blattrotor in Lee-Position verstellen soll, und wobei die Rotorblätter bis in eine 180°-Position gedreht werden. Ein Nachteil dieses Verfahrens besteht darin, dass ei ne Störung der Energieversorgung sowohl für Stellantriebe der Rotorblätter als auch der Windnachführung nicht berücksichtigt wird.
Nach DE 100 23 440 C1 soll als Neuerung zum Betrieb der Windnachführung, eine oder mehrere Asynchronmaschinen während der Drehbewegung durch einen Frequenzumrichter mit Drehstrom variabler Frequenz beaufschlagt werden, sowie im Stillstand mit Gleichstrom, um Drehmomentschwankungen zu verhindern und gleichmäßige Lastenverteilung zu erhalten. Nachteilig ist, dass sich mit dargestellter Ausführung die Probleme höchstens ansatzweise lösen lassen, da die angeblichen unterschiedlichen Drehzahlen der Antriebe, durch Unsymmetrien der Verzahnung, sich nicht durch den Betrieb mehrerer Motoren an einem Frequenzumrichter beseitigen lassen können. Da der angegebene Frequenzumrichter keinen Zwischenkreis besitzt, lässt sich auch keine Energie zwischen mehreren Geräten austauschen, oder Energiezuführung in den Zwischenkreis vornehmen. Ebenfalls nicht möglich ist eine Drehmomentüberwachung durch diesen Frequenzumrichter, der Drehstrom mit variabler Frequenz auf einen Asynchronmotor beaufschlagen soll, oder Gleichstrom im Stillstand. Zudem besteht kein Hinweis wodurch Schwingungen gedämpft werden sollen, und wie ein Spiel innerhalb der Verzahnung (10) und Ritzel (10.1) sowie dem Ritzel (10.2) während einem Verstellzyklus eliminiert werden soll. Azimutantriebe (8, 9) mit Frequenzumrichterbetrieb wurden erstmals 1997 an einer 600 kW Prototyp Windenergieanlage beim Germanischen Lloyd zur Zertifizierung beauftragt, lösen aber in der bekannten Form nicht die durch großes Zahnspiel der Azimutantriebe entstehenden Probleme.
Zudem zeigen derzeitig verfügbare Systeme keine Möglichkeit wie eine Schwergängigkeit innerhalb des Stellsystems für die Windnachführung frühzeitig erkannt werden soll. Ein Vorschlag wird in DE-10-2004 051 054-A1 gemacht, indem durch Messung der Temperatur, z.B. an einer Bremse des Stellantriebes (8, 9), die Betriebsicherheit verbessert werden soll, und dass der Sensor auch Abnutzungserscheinungen erfassen soll. Diese Ausführung hat den Nachteil, dass eine nicht geöffnete Bremse, die an einem am Elektromotor (8.1) u. (9.1) der Windnachführung angebaut ist, der nur kurze Drehbewegungen ausführt, nur unsicher erkannt werden kann, aber zumindest die Erkennung erst mit großer Verzögerung erfasst wird. Eine Definition, wie die Abnutzungserscheinung durch einen Temperatursensor erkannt wird, ist nicht ausgeführt, auch ist nicht erkennbar, wie und welcher Gewinn an Betriebsicherheit entstehen soll.
Bekannte direktangetriebene Generatoren besitzen zudem erhebliche Nachteile durch Abmessungen und Gewichte, da diese Generatoren auch noch heute in der Ausführung mit 6-phasiger Wicklung durch ungesteuerte Wechselrichter belastet werden (Fachbuch Heier, 2005, Seite 216), wodurch eine Beeinflussung der Generator-Stromkurvenform zur Reduzierung von Geräuschen und Vibrationen, sowie der Belastung mit reinem Wirkstrom, nicht ermöglicht wird.
Zudem sind derartige Maschinen mit überlappenden Wicklungen teuer wegen aufwändiger Handarbeit, und durch Überlappung der Spulen an den Wickelköpfen entsteht erhöhte Gefahr eines Isolationsfehlers. Der wesentlichste Nachteil dieser Technology besteht aber durch hohe Lastenüberhöhung im Falle eines Klemmenkurzschlusses, wobei dies eine etwa sechsfache Lastzunahme im Strebensystem (13) für den Stator (12), und dem Strebensystem (14) für den Rotor (2) bewirkt.
In dem Fachbuch Heier, Ausgabe 1996, Seite 193 Bild 3.6.12 werden zwei beispielhafte Windenergieanlagen dargestellt, bei denen Stator und Rotor eine als Stabkonstruktion erkennbare Ausführung zeigen. Ein identisches Bild zeigt der 1994 im Windtestfeld Kaiser Wilhelm Koog installierte Heidelberg-Rotor. Exakt ein derartiges Grundprinzip der Strebenausführung zur Montage von Stator und Rotor wird Jahre später in EP-13 01 975-B1 als „Tragarme" in „Stabkonstruktion" für Stator und Rotor als Neuheit beansprucht.
Die Befestigung der Stabkonstruktion (13, 14) gemäß dem Stand der Technik nach 1.1 und 1.2, zeigt erheblichen Aufwand an Schraubverbindungen (16) für das Stabsystem. Die zum Zentrum gerichteten Schrauben (16) müssen alle Kräfte im Generatorsystem halten, und es ist auch eine aufwändige Anpassung der Streben erforderlich um guten Rundlauf und konstanten Luftspalt zwischen Stator (12) und Rotor (2) zu gewährleisten.
Eine Variante, gemäß 1.3, umgeht eventuelle Probleme mit einem Strebensystem und wird dargestellt in DE-600 29 977-T2 , nachdem diese Konstruktion bereits 1997 von Firma Lagerwey NL an Prototypen eingesetzt wurde. Es wird eine getriebelose Windenergieanlage mit einem Hauptlager (19) gezeigt. Dabei kann das Strebensystem (13.1) und (14.1) mit Anbindung an Nabe (17.1) und Achse (18.1) gekürzt werden, und reduziert die Belastung an den Schraubverbindungen (16) gegenüber der Ausführung nach 1.1 und 1.2. In der später erfolgten Patentanmeldung WO 02/057625-A1 wird eine direkt vergleichbare Anordnung einer Lagerung mit einem Kompaktlager nochmals beansprucht.
Weiterhin ist es im Falle einer Betriebsstörung von erheblicher Bedeutung, eine möglichst verzögerungsfreie Abbremsung des Rotors einzuleiten, jedoch zumindest derart zu reagieren, dass z.B. bei Unterbrechung der Netzeinspeisung nur eine sehr geringe Drehzahlzunahme des Rotors stattfindet. Ansätze die den Generator selbst als Bremse verwenden, indem Verbindungen zwischen den Phasen der Generatorwicklung hergestellt werden, scheitern bei bisher bekannter Technik für MW Anlagen, wegen der Höhe der zu vernichtenden Energie und der Gefahr einer Entmagnetisierung bei Verwendung konventioneller Generatortechnik mit überlappender Wicklung.
Generell ist zudem der Betrieb an Standorten der Windenergieanlagen mit erhöhtem Windaufkommen auch dadurch beeinflusst, dass die Betriebszeit mit hoher Belastung erheblich zunimmt, und sich die Komponenten Lebensdauer dadurch reduziert. Da bisherige getriebelose Generatoren luftgekühlt werden, ist die Forderung an reduzierte Temperaturen entweder durch Vergrößerung des Bauvolumens zu erreichen, mit Nachteilen für Herstellung und Transport, oder durch weiter verstärkten Kühlluftdurchsatz zur Abfuhr der Verlustwärme. Eine mögliche Kühlung des Generators und der benötigte Luftaustausch zur Außenluft wird in DE 10 2004 046 700 B4 derart beschrieben, dass mehrere Lüftungsgebläse erforderlich werden, um von außerhalb der Gondel im Turmbereich angesaugte Luft zur Kühlung des Generators zu verwenden, jedoch werden die Nachteile des unkontrollierten zu jeder Zeit stattfindenden Eintrages von Luft mit hoher Feuchtigkeit, Sand- oder Salzhaltigkeit nicht gelöst.
Herkömmliche Synchrongeneratoren in Ringausführung mit überlappender Wicklung, besitzen zudem bei Anwendung in Windenergieanlagen erhebliche Nachteile, sofern an der Wicklung eine Reparatur notwendig wird, und die Nabe mit Rotorblättern und dem Generator vom Turm (5.1) geholt werden müssen.
Aufgabenstellung
Der Erfindung liegt die Aufgabenstellung zu Grunde Einrichtungen anzugeben, zur Herstellung, zum Test, zur Montage und zum Betrieb für eine Windenergieanlage, damit eine wirtschaftlich günstige Eignung für insbesondere extreme Windbedingungen entsteht. Sehr turbulenter Wind und häufiger Starkwind, und auch bis in den Überlebensbereich der Anlage vorkommender Wind, führt zur erhöhten Aktivierung aller Stellantriebe und zu erhöhter Belastung der kompletten Mechanik, und dadurch frühzeiti gen Komponentenausfall oder totaler Zerstörung, sofern nicht geeignete Anlagentechnik zur Verfügung steht. Da die Funktionsbereitschaft der Stellantriebe für Windenergieanlagen von extremer Wichtigkeit ist, wird vorgeschlagen, bei einer elektrischen Funktionsstörung innerhalb der Pitchantriebe eine mechanische Energie für die Sicherheitsstellbewegung zu verwenden, die an der Nabe oder mit der Nabe in Verbindung stehenden drehenden Mitteln abgegriffen wird, unter Berücksichtung einer automatischen Auskopplung des Antriebsmomentes im Fahnenbereich, und einer mechanisch aktivierten Auskopplung bei Rückwärtsdrehung der Nabe. Berücksichtigt wird dabei, dass im Falle einer Schnellabschaltung der Anlage die Stellgeschwindigkeit des Rotorblattes am höchsten ist, bei der höchsten vorkommenden Drehzahl des Rotors, und bei abnehmender Rotordrehzahl sich die Stellgeschwindigkeit automatisch reduziert, und somit bei aerodynamischer Bremsung sich die Lasten reduzieren. Weiterhin ist zur Lastenbegrenzung das Problem zu lösen, dass die Pitchantriebe und auch die Azimutantriebe auf Grund häufiger Wechsel der Drehrichtung in Verbindung mir großem spiel innerhalb der Verzahnung starke Überlastungen erfahren, und dass im Falle einer ausgefallenen Stromversorgung für die Stellantriebe keine Möglichkeit besteht die Gondel derart zu drehen, dass bei zunehmendem Wind immer Frontanströmung gewährleistet wird.
Damit die Erfassung der Blattposition mit reduziertem Aufwand erfolgt, wird vorgeschlagen die Messung der Blattlage mit nur einem Absolutsensor auszuführen der an der Motorwelle befestigt wird, und dessen ganze Umdrehungen und Teilumdrehungen innerhalb der Motorregelung erfasst und ausgewertet werden, und gleichzeitig auch für die Regelung des Motors als Rückführung dient. Zudem soll eine Kontrolle der Blattposition soll über mehrere am Rotorblatt befindliche Näherungssensoren erfolgen, indem deren Position bei der Inbetriebnahme gespeichert wird, und so einen Genauigkeitstest durch Vergleich mit dem Motorsensor beim Überfahren online ermöglicht.
Ein Problem der aktuellen Technik für Pitchantriebe die stromlos geschlossene Bremsen beinhalten, wird soll durch einen Mechanismus der ein mechanisches Lösen jeder der Rotorblatt-Haltebremsen bewirkt, gelöst werden. Die im Normalfall stromlos geschlossenen Bremsen halten jedes Blatt selbständig fest, sofern keine funktionsgesteuerte Lüftung eingeleitet wird. Ein dazu redundantes Öffnen einer Bremse soll erreicht werden, indem die Bremse zusätzlich zur elektrischen Aktivierung mittels eines Hebels zwangsgelüftet werden kann, und als Variante die Lüftbewegung durch einen Magneten ausgelöst wird, und die Bremse wieder aktiviert wird nach mechanischer Rückstellung des Lüfthebels, und dies mittels einem am drehenden Rotorblatt oder Blattlager befestigten Anschlages, der die Bremse in Fahnenstellung wieder schließen lässt, sofern keine elektrische Aktivierung zum Öffnen stattfindet. Ergänzend dazu wird das Problem gelöst werden, den Handlüfthebel der Bremse auch für die Montage der Rotorblätter zu verwenden, damit diese gezielt auf eine bestimmte Winkelstellung von Hand gegen die Schwerkraft der Blätter positioniert werden können, und dies bei Bremstypen die stromlos offen oder geschlossen sind.
Um die Verstellbewegung der Rotorblätter den erhöhten Anforderungen für Starkwindstandorte entsprechend auszugestalten, wird vorgeschlagen jedes Rotorblatt mindestens mit 2 Stellantrieben (26) auszurüsten. Durch den erfindungsgemäßen Vorschlag können die Probleme die durch Zahnspiel innerhalb der Getriebe entstehen und die Verzahnung am Ritzel (26.3) und am Blattlager (24) und in den Getrieben schädigen, stark reduziert werden. Dies wird dadurch erreicht, dass die Steuerung für die Stellantriebe derart wirkt, dass bei 2 Stück an einem Blatt-Drehlager (23.1) angreifenden Antrieben, je ein Antrieb sich an der rechten Zahnflanke anlegt und der zweite Antrieb so positioniert wird, dass er die linke Zahnflanke innerhalb der Getriebeuntersetzung berührt, und immer der Antrieb antreibendes Moment einleitet dessen Zahnflanke bereits anliegt. Somit bringt je nach Drehrichtung der eine oder der andere Antrieb das Drehmoment auf. Sofern Antriebs oder Bremsmoment benötigt wird, erfolgt dies somit immer vom Antrieb dessen Zahnflanke in der benötigten Drehrichtung anliegt, der zweite Antrieb hat nur die Aufgabe in der entgegengesetzten Richtung das Zahnspiel auf null zu halten, um beim Wechsel der Drehmoment-Wirkrichtung sofort übernehmen zu können. Automatisiert oder durch Handeingabe in das Steuerungssystem, kann die jedem Antrieb zugeordnete Wirkrichtung für das Anlegen an die Zahnflanke gewechselt werden. Durch direkte Kopplung der Steuerung für die beiden Wechselrichter eines Blatt-Antriebssystems entsteht zudem eine wesentlich verbesserte Positionierung auf einen genauen Blattwinkel. Ein Hin- und Herschlagen der Antriebsmotoren, und somit der Verzahnung, um eine Blattposition elektronisch genau zu halten, entfällt.
Eine nahezu identische Problemstellung besteht bei den Stellantrieben für die Positionierung der Gondel zur Windnachführung gezeigt in 6.1 bis 6.3. Deren Verwendung wird ebenfalls derart vorgeschlagen, dass ein Antrieb, oder eine Antriebgruppe, mittels Wechselrichter mit kontrolliertem Moment verfahren und positioniert wird, und Spiel innerhalb der Verzahnung der Azimutantriebe (26.1) vermieden wird. Dies erfolgt derart, dass Antriebe beliebiger Anzahl zu mindestens 2 Gruppen zusammengeschaltet werden wie in 6 beispielhaft gezeigt, und jede Gruppe einen Wechselrichter zur Steuerung des von den Motoren abgegebenen Drehmomentes besitzt, wobei das Drehmoment in jedem Arbeitspunkt über den vollen Bereich von negativ nach positiv und auch bei Stillstand aufgebracht werden kann um ein pendeln der Gondel zu vermeiden. Konstellationen für z.B. 6 Stellantriebe an einem Zahnkranz drehend sollten in Gruppen mit 3:3 aufgeteilt werden. Die antreibende Gruppe wird nun mit positivem Moment beaufschlagt und die bremsende Gruppe mit ganz geringem negativem Moment, wodurch ein Schwingen durch Zahnspiel entfällt. Für einen sanften Start wird während der ersten wenigen 100 ms nur ein geringes langsam ansteigendes Antriebsmoment zugelassen und somit eventuell beim Erststart vorhandenes Getriebespiel sanft eliminiert.
Die Drehmomente werden durch eine im Wechselrichter integrierte oder überlagerte Regelung derart gesteuert, dass die Drehmomentverteilung zwischen treibendem Stellmotor und bremsendem Stellmotor im ms Bereich stattfindet. Start-Stoprampen und Drehgeschwindigkeit werden ausschließlich durch die Variation des Drehmomentes limitiert. Ergänzend wird vorschlagen auf eine Reibbelagsbremse am Drehlager der Windnachführung zu verzichten, und nur Bremsen auf der Motorseite zu verwenden, und so zu steuern dass der Antrieb der das Drehmoment zu Verstellung ausführt ohne, oder mit geringem Getriebespiel, Drehmoment an den Zahnkranz überträgt, Dazu wird vorgeschlagen zuerst eine Gruppe der Stellantriebe sanft zu positionieren, und nach Einlegen der Bremsen die restlichen Antriebe ebenfalls etwas mit Drehmoment in der Richtung zu beaufschlagen, gegen die eine erste Gruppe festhält, und dann auch die weiteren Bremsen einzulegen
Der Neustart zur Verstellung der Gondel erfolgt immer derart, dass der Antrieb treibt dessen Zahnflanke nicht gewechselt werden muss, und die andere Gruppe eine minimale Bremswirkung ausführt. Ergänzend dazu kann mindestens ein oder mehrere Motoren jeder Gruppe mit Drehgeber zur völlig stoßfreien Momentregelung ausgeführt sein, Als Erweiterung wird vorgeschlagen einen derartigen Sensor gleichzeitig als Sensor für die Gondelpositionierung zu verwenden, wodurch die Positionsmessung dann redundant stattfinden kann, und jedem Drehgeber auch ein eigener Synchronisiersensor zugeordnet wird, der die Mittelstellung für den Kabelabhang in den Turm angibt. Diese Konstellation erlaubt auch einen Notbetrieb, indem bei Abschaltung einer Gruppe auf den Zahnspielausgleich verzichtet wird.
Zu Anwendung der Erzeugung von kontrolliertem Antriebsmoment aus dem Stillstand, wird vorgeschlagen Wechselrichter zu verwenden, die ein Drehmoment der Asynchron-, oder Synchron- oder Reluktanzmotoren auch im Bereich des Stillstandes einprägen können, und die in einer Ausgestaltung über einen Gleichspannung-Zwischenkreis verfügen, der einen Energieaustausch der Stellantriebe untereinander ermöglicht, und als. Ein Betrieb mit Frequenzumrichter der einen Drehstrom mit variabler Frequenz auf Asynchronmotoren beaufschlagt kann die Probleme nicht lösen. Auch ein Frequenzumrichter der zur Positionierung mit Gleichstrom beaufschlagt werden muss, kann für diese Problemlösung nicht verwendet werden, da keine kontrollierte Stillstandsregelung zur Beseitigung des Zahnflankenspiels ermöglicht wird, und sich für die Stellantriebe keine stoßfreie Lastaufnahme der Verzahnung beim Bremsen oder Beschleunigen ausführen lässt.
Zur besseren Ausnutzung der Windenergieanlage wird vorgeschlagen, die Pitchantriebe derart zu regeln/steuern, dass die Anlage auch in einem Windbereich der oberhalb der Abschaltgrenze gemäß IEC Definitionen liegt betrieben werden kann. Insbesondere für diesen Betriebsfall die notwendigen Mittel anzugeben, die frühzeitige Ausfälle oder große Schäden verhindern. Wesentliches Kennzeichen zur Begrenzung des Windes ist die Ausgestaltung der Pitchantriebe, und deren sichere Funktion. Es wird deshalb vorgeschlagen die Pitchantriebe beim Eintritt einer Windänderung früher zu aktivieren, indem mittels schneller Erfassung der Drehzahl der Nabe, oder mit dieser in Verbindung stehender drehender Teile, eine Beschleunigung zyklisch zu berechnen, wobei die Messzyklen im ms Bereich liegen sollen und vorteilhaft bereits unterhalb etwa 100 ms ein stabiles Ergebnis über die Drehzähländerung vorhanden sein soll, und daraus abgeleitet ein Korrektursignal entstehen kann, das die Richtung der Beschleunigung berücksichtigt. Durch die Vorgabe eines Drehzahl-Sollwertfensters mit einem oberen und unteren Grenzwert, anstatt einer Solldrehzahl, soll eine stark beruhigte Betriebsart der Pitchantriebe ermöglicht werden, da der Pitchantrieb nur aktiviert werden soll, sofern die Naben-Istdrehzahl sich außerhalb dem Sollwertfenster befindet.
Die Pitchantriebe sollen zudem derart angesteuert werden, dass die Einstellung der Rotorblätter oberhalb einem ersten Abschaltwind derart erfolgt, dass sich der Bereich der Istdrehzahl der Nabe unterhalb dem Wert für Betrieb mit Nennleistung befindet. Dazu wird angegeben ergänzend zum Korrektursignal das die Beschleunigung der Nabe erfasst, zusätzliche Werte zu verwenden, die einen Einfluss auf die Verschiebung des Fensters für den Sollwert der Nabendrehzahl besitzen.
Der Vorschlag beinhaltet Einflussgrößeren zur Korrektur des Fensterwertes zu bestimmen und einfließen zu lassen, die auf Basis des Windes und der Richtung der Windänderung, der aktuellen Drehzahl des Generator-Drehmomentes, des Drehmomentes der Pitchantriebe, sowie Lasten die an Blattlagern erfasst/berechnet werden können, wobei dies auch zur Analyse von Schwingungen dienen können mit direkter Auswertung und Bewertung innerhalb der dem Rotorblatt zugeordneten Pitchantriebe.
Die drehzahlabhängige Belastung des Generators soll bei der Fensterverschiebung unverändert bleiben, verglichen mit dem Arbeitsbereich unterhalb des Abschaltwindes, und soll den Angaben für optimale Leistungserzeugung der Rotorblätter entsprechen.
Beim Überschreiten der Schwelle für einen Abschaltwind zwei, der oberhalb eines bisherigen Abschaltwindes liegt, soll die Anlage durch Rückstellung der Rotorblätter in den Bereich der Fahnenposition auf eine kleine Drehzahl abgebremst werden, bei der keine Energieproduktion stattfindet.
Damit die Windenergieanlage nicht nur für einen Betrieb mit erhöhter Abschaltwindstärke sinnvoll verwendet werden kann, sondern auch für Standorte mit erhöhter Gefahr von Windstärken im Überlebensbereich, wird zusätzlich vorgeschlagen eine sichere Windnachführung anzugeben, die bereits im Bereich des Startwindes, aber zumindest bei Wind der starker ist als der Startwind, ohne Netzversorgung die Anlage aus jeder beliebigen Gondelstellung in Rotorblatt Frontanströmung positioniert.
Unter der Voraussetzung, dass keine Bremse zur Blockierung des Rotors verwendet wird, wird vorgeschlagen die Fahnenlage und der Rotorblätter derart festzulegen, oder alternativ mittels der Stellantriebe zu korrigieren, dass eine Trudelbewegung der Nabe entsteht, gleichgültig in welcher Richtung ein aufkommender Wind anströmt, und somit eine Drehbewegung des Generators entsteht, und dieser somit eine Spannung an den Klemmen zur Verfügung stellt.
Dazu soll der Generator der Anlage z.B. ein permanenterregter Radialfluss-Generator als Innen- oder vorteilhaft als Außenläufer sein, mit der Besonderheit einer konzentrierter, und somit nicht überlappender Wicklung mit mindestens sieben Phasen, vorzugsweise aber 9, 12, 15, 18, 21 oder 24-phasig gestaltet, und mit einem gemeinsamen Sternpunkt oder, dass mehrere Sternpunkte den Phasenmodulen zugeordnet sind. Zur Erzeugung von Hilfsenergie zeigt 7 eine mögliche Gestaltung, bei der mehrere Generatorphasen hilfsweiße über einen Kontakt bei Bedarf einer Gleichrichterschaltung zugeführt werden und die einen Gleichspannungsausgang aufweißt zur Versorgung der Stellantriebe besitzt.
Alternativ kann diese Versorgung zur Redundanz kann dies auch mehrfach ausgeführt sein, und jeweils einen Wechselrichter für die Drehmomenteinprägung der Gondel-Stellantriebe mit Gleichstrom speisen. Zusätzlich wird vorgeschlagen für den Betrieb mit gestörter Energieversorgung aus der Gleichspannungsquelle auch Hilfsspannung zu erzeugen zur Versorgung der Steuerung der Anlage, und womit die komplette Funktionsfähigkeit der Anlage garantiert wird.
Ergänzend wird vorgeschlagen auch die Zwischenkreise der Rotorblatt-Stellantriebe mit der vom Generator erzeugten Hilfsenergie zu speisen und die Positionierung im Fahnenbereich derart zu korrigieren, dass keine weitere Erhöhung der Trudeldrehzahl bei weiter ansteigendem Wind stattfindet.
Alternativ oder ergänzend sollen die Stellantriebe des Pitchsystems als Notstromversorgung für die Steuerelektronik und Stellantriebe der Anlage verwendet werden, indem die Rotorblätter in einem Bereich der Fahnenstellung festgebremst sind, und die Motoren vom Getriebe abgekoppelt werden, und die Motoren aus der Drehbewegung der Nabe angetrieben sind.
Ergänzend wird vorgeschlagen zum Überbrücken einer eventuellen Umkehr der Rotor-Drehrichtung, im Falle das die Anlage aus der Seitenanströmung in Frontanströmung gedreht wird, jedem Zwischenkreis der Azimutantriebe und der Steuerspannungsversorgung, einen Kurzzeit Energiespeicher in Form einer Batterie oder eines Kondensators zuzuordnen.
Damit die Anlagenlasten einen vorbestimmten Wert insbesondere bei hoher Windstärke nicht überschreiten, soll ein Generator definiert werden, der betriebsmäßig, und auch im Kurzschlussfall, eine vorbestimmte Überhöhung der Lasten nicht überschreitet. Zusätzlich sollen modular einsetzbare Zähnen auch an einem fertig montierten Stator ausgetauscht werden können. Um das Problem eines kompletten Ausfalls zu umgehen wird ein Generator mit hoher Phasenzahl angegeben, dessen Dreiphasensysteme sich bei Bedarf einzeln abschalten lassen, um z.B. einen 12-phasengenerator noch 9 oder 3-phasig Weiterbetreiben zu können. Das Kühlproblem so9ll mittels kombinierter Luft-Flüssigkeitskühlung gelöst werden. mit der Besonderheit der zufuhr aus dem Frontbereich.
Ausführungen
Möglichkeiten zur Lösung der Probleme werden wird in den 1 bis 11 gezeigt.
1 bis 1.3) zeigt beispielhaft zum Stand der Technik eine symbolische Windenergieanlage vereinfacht dargestellt und mit direkt angetriebenem Generator (1) mit Innenläufer (2), Stator (12) und Stator Strebensystem (13, 14), und dessen Strebenbefestigung mit Schraubverbindung in radialer Richtung wie in prinzipieller Ausführung in Figur (1.1) und (1.2) vergrößert dargestellt, und mit z.B. einem verstellbarem Rotorblatt (3). Zusätzlich beispielhaft zwei Gondel-Stellantriebe (8) und (9) für die Windnachführung, deren Aufgabe es ist mittels Ritzel (10.1) und (10.2) im Zahnkranz (10) kämmend den kompletten Turmkopf/Gondel (11) zu drehen. Gondel bezeichnet den mittels Lager (5) an einem Turm (5.1) drehbaren Teil der Windenergieanlage. Die 1.3) zeigt eine Ausgestaltung der Anlage nach dem seit 10 Jahren bekannten Stand der Technik, bei der die Lagerung des Windrotors und des Generators in einer zentralen Lagerung (19) zusammengefasst wird, und die als Besonderheit eine Hohlachse (18.1) mit Durchstiegsmöglichkeit zur Nabe (15) besitzt.
2) skizziert eine Variante der erfindungsgemäßen Windenergieanlage mit Einbindung eines Generators (20) als Außenläufers (20.1) und dessen Strebenbefestigung mit Schraubverbindung in axialer Richtung, in prinzipieller Ausführung wie in 2.1) und 2.2) vergrößert dargestellt mit axialer Anbindung der Streben (20.4) und (20.3), sowie in 2.3) den Blick auf ein Rotorblattlager (23.1) mit Arbeitsstellung (22.2) und Bereich der Fahnenlage (22) mit dem Endanschlag (22.3) eines Rotorblattes (23).
3) zeigt eine mögliche Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Pitchantriebes (30), der das Problem erheblicher Anlagenbeschädigung wegen nicht öffnender Rotorblatt-Haltebremse (34) beseitigt. Der Stellantrieb (30) besteht aus Getriebe (31) mit Ritzel (26.3) das am Blattlager Zahnkranz (24) dreht, und einem Elektromotor (32). Weiterhin aus einen Räder-Kupplungssystem (33) zur Energieaufnahme aus der Drehbewegung der Nabe (25), und eine im Motor (32) integrierte Blatt-Haltebremse (34), sowie eine Kupplung (35) für die Drehmomenteinleitung zur Sicherheitsverstellung des Rotorblattes mit Drehmoment über das Kupplungssystem (33) eingeleitet. Symbolisch gezeigt wird der mit dem Rotorblatt drehende Teil des Blattlagers (37), wobei der am Blattlager befestigte und drehende Anschlag (37.1) eine Dämpfungsfeder (37.2) besitzen kann, zur Abfederung der Berührung mit dem Hebel (34.1 und 38.2).
4) stellt eine Variante eines erfindungsgemäßen Pitchantriebes (44) dar, der in Fahnenlage (22) eine Anordnung zur Notstromversorgung für die Gondel-Windnachführung bei gestörtem Netzanschluss aufweist. Als Variante lässt sich ein derartiger Antrieb auch zur Ersatzweisen Verstellung eines elektrisch defekten Pitchantriebes durch einen weiteren Pitchantrieb verwenden.
5) zeigt eine Ergänzung der in 3) und 4) dargestellten Pitchantriebe, und ist gekennzeichnet durch weiche Fixierung des Rotorblattes am Anschlag (22.3) der Fahnenposition (22), mittels mindestens einer im Pitchantrieb (50) integrierten zuschaltbaren Spiralfeder (59), wodurch der flexible Bereich, in dem sich das Rotorblatt (23) bewegen kann, durch die Momentkennlinie der Feder und den möglichen Umdrehungen der Feder (59) bestimmt wird.
6) zeigt eine mögliche Verschaltung der Stellmotoren (61) und (61.1) mit Wechselrichtern (62) zur gesteuerten Drehmomenteinleitung der Gondel Windnachführung zur Eliminierung des Spiels (68,68.1) innerhalb der Verzahnung der Azimutantriebe, und eine Überwachung der in den Motoren integrierten Stillstandsbremsen, die so ausgelegt sind, dass seitliche Anströmung der Gondel im Grenzbereich mit maximalem Wind auch ein durchrutschen der Bremsen (60.x) bewirken kann. Es wird vorgeschlagen die Anzahl der parallel an einem Wechselrichter betriebenen Stellmotoren entsprechend der Belastungsanforderungen zu wählen, ebenso wie die Anzahl der Wechselrichter.
6.1)–6.3) stellt zur Erklärung einen Azimutantrieb Getriebe dar, mit einem die Gondel drehenden Zahnkranz (24.1) und dem Ritzel (26.3) und (26.4) am Stellantrieb (26.1) und (26.2), und zeigt das Zahnspiel (68) und (68.1) zwischen den Zahnflanken, und ebenfalls die spielfreie Flankenberührung (69) und (69.1) bei erfindungsgemäßem Verfahren.
7) skizziert die beispielhafte Anordnung für ein zwölfphasiges Umrichtersystem, bestehend aus 4 Stück dreiphasigen Umrichtern (73), aufgebaut aus jeweils einem steuerbaren Netzwechselrichter (70.x) und generatorseitigem Wechselrichter (71.x), verbunden über einen Spannungszwischenkreis (72.x) in Verbindung mit einer jeweils 3-phasigen Generatorwicklung (74.x) wobei jede einen Sternpunkt (76.x) besitzt, und eine Variante vorgeschlagen wird die alle Sternpunkte mit einer Sternpunktsverbindung (76) zusammenschaltet. In identischer Weise lassen sich Matrixumrichter oder andere Umrichtertopologien verwenden.
8) zeigt einen Vorschlag zur gezielten Anwendung an der Frontseite der Nabe eintretenden Kühlluft für das Generatorsystem.
9) zeigt eine zur Kontrolle der Kühlung vorgeschlagene Generator-Testeinrichtung mit jeweils einer Elektromaschine (90) und (90.1) als Generator und die andere als Motor arbeitend, prinzipiell bestehend aus zwei großteils fertig montierten Gondeln in horizontaler Achsenstellung gegenübergestellt, und deren Fixierung z.B. durch ein oberstes im Boden verankertes Turmsegment (90.2) stattfindet, und deren Wellen mittels Kupplung (94) verbunden sind.
10) und 10.1) beinhaltet einen Vorschlag der die Lasten ganz wesentlich beeinflusst, durch eine adaptive Anpassung des Rotor Drehzahlbereichs in Abhängigkeit der Beschleunigung durch Wind und wahlweise der Windstärke und der gemessenen Anlagenlasten an Sensoren des Blattlagers sowie unter Berücksichtigung der Drehmomente der Pitchantriebe.
10.2) zeigt eine Steuerungs- und Busanordnung einer Windenergieanlage, die es erlaubt mit geringstem Verzug auf Änderungen von Parametern zu reagieren, um im Falle von Störungen die auf die Anlagenmechanik wirkenden Lasten zu minimieren.
11) Zeigt einen Teil des Generators mit Zahn, Wicklung und Magnetanordnung, sowie Rohre für Flüssigkeitskühlung.
Die erfindungsgemäßen Ausführungen lösen die Sicherheitsprobleme an Pitchantrieben, indem unsichere elektrische Funktionen durch mechanische Lösungen ersetzt werden, und es werden Varianten vorgeschlagen, wie eine Windenergieanlage insbesondere für Standorte mit hoher Windstärke mit allgemein verbesserter Sicherheit ausgestattet werden kann.
Es wird vorgeschlagen das Drehmoment für eine Sicherheitsverstellung der Rotorblätter aus der Rotationsbewegung der Rotornabe (25) oder z.B. der Welle (28.2) auf jeden der vorhandenen Pitchantriebe (26) redundant einzuleiten. Dies erhöht die Betriebsicherheit, da kein Blitzeinschlag, Brand oder komplette Zerstörung der Elektrik zu einer gefährliche Situation für die Windenergieanlage führen kann. Eine Ausführung eines Pitchantriebes (30) nach Prinzipdarstellung in 3 zeigt eine erfindungsgemäße Verwendung einer im Elektromotor (32) integrierten Bremse (34), die vorteilhaft als stromlos geschlossene Federdruckbremse ausgeführt wird, und für die ein zusätzlicher Handlüfthebel (34.1) vorge schlagen ist, der neben der elektrischen Lüftung mittels Bremsmagnet (34.3) gegen die Feder (34.5), ein redundantes Öffnen der Bremse im Bereich des Rotorblattes (23) zwischen Fahnenlage (22) und Arbeitsstellung (22.2) ermöglicht. Im ungestörten Betrieb kann der Bremsanker (34.2) von dem am Motorgehäuse befestigten Magneten (34.3) gezogen werden, damit die Bremse von der Bremsnabe (34.4), die mit der Welle (32.1) verbunden ist, löst, und eine Verstellung des Rotorblattes freigibt. Sobald der Hubmagnet (36) den Hebel (34.1) in Stellung A zieht, entfällt die Funktion der Handlüftung. Im Falle einer Abschaltung des Hubmagneten (36) drückt die Feder (36.1) den Handlüfthebel (34.1) in Richtung (B), wodurch eine Lüftung der Bremse (34) entsteht, indem der Bremsanker (34.2) von der Bremsnabe (34.4) weggedrückt wird, gegen die Feder (34.5).
Erreicht der mit dem Rotorblatt und dem drehende Teil des Rotorblattlagers (37) in Richtung (A) drehende Anschlag (37.1) mit der Dämpfungsfeder (37.2) den Bereich der Fahnenlage, dann kippt der mit dem Blatt drehende Anschlag (37.1) (vorzugsweise am Blattlager montiert) den Hebel (34.1) Richtung (A), und deaktiviert die Handlüftung, und somit wird die Rotorblatthaltebremse wieder aktiv, und sofern keine Bestromung der Spule (54.3) stattfindet wird das Rotorblatt in Fahnenlage festgebremst.
Diese Neuerung erlaubt eine vorteilhafte Ausgestaltung, indem der Handlüfthebel (34.1) auch gleichzeitig die Kupplung (35) für das Antriebsdrehmoment zur Sicherheitsverstellung des Rotorblattes aktiviert und deaktiviert. Zum Lösen der Kupplung (35) wird die Scheibe (35.1) mittels Kipphebel (34.1) von der auf der Motorwelle befestigten Scheibe (35.2) abgedrückt, und somit werden die reibschlüssigen Bremsbeläge (35.3) gelöst.
Zum Erzeugung des Drehmomentes für die Sicherheitsverstellung der Rotorblätter wird vorgeschlagen, das im Normalbetrieb mit der Rotornabe (25) umläuft Rad (33.1) zu blockieren durch die auf der Achse (33.4) verschiebbare Kupplung (33.2) und dem dadurch geschlossenen Reibbelag (33.5), damit das mit der Nabe (25) umlaufende Rad (33.6) eine Drehbewegung am abgebremsten Rad (33.1) aufnimmt, für die Sicherheitsverstellung. Die Betätigung der Kupplung (33.2) erfolgt mittels Kipphebel (38.2), der entweder durch anziehenden Zugmagneten (38) ein Ausrücken der Scheibe (33.2) verursacht, oder der durch Berührung mit dem Anschlag (37.1) in Fahnenstellung (22) ebenfalls die Kupplung (33) öffnet. Alternativ kann die Abstützung der Scheibe (33.2) auch an einem anderen Teil stattfinden, das feste Verbindung zum Maschinenträger (27) besitzt. Die Drehbewegung zur Sicherheitsverstellung beginnt mit der Abbremsung des Rades (33.1) und beschleunigt das Rad (33.6) und überträgt über ein Zwischengetriebe (33.7) und über eine Welle (33.8) Drehmoment auf einen Freilauf (33.9). Sofern die Nabendrehung sich in vorbestimmter Drehbewegung zur Energieerzeugung befindet, entsteht über den Freilauf (33.9), der kein Drehmoment bei rückwärtsdrehender Nabe überträgt, an der Scheibe (35.1) eine Drehbewegung in Richtung Fahnenlage, und bei Stellung des Handlüfthebels (34.1) in B-Position entsteht ein Drehmoment auf die Scheibe (35.2) und die Motorwelle (32.1), wodurch das Rotorblatt mittels Ritzel (26.3) und Zahnkranz (24) Richtung Fahnenlage (22) gedreht wird. Eine identische Funktion wird erreicht indem die Komponenten der Kupplung (35) und/oder auch der Bremse (34), parallel zum Motor (32) direkt auf das Getriebe (31) wirken, und somit eine Sicherheits-Drehbewegung am Rotorblatt-Antriebszahnrad (26.3) ebenfalls stattfindet.
Nach Verstellung des Rotorblattes in den Bereich der Fahnenlage (22) und nach der im Fahnenbereich erfolgten Betätigung des Handlüfthebels (34.1) durch einen mit dem Rotorblatt oder damit verbundenem Teil drehenden Anschlag (37.1), wird die Kupplung (35) zwangsgeöffnet, und gleichzeitig die Blatt-Haltebremse (34) geschlossen, sofern der Zugmagnet (36) abgeschaltet ist und die Druckfeder (36.1) den Hebel (34.1) betätigt. Somit wird bei abgeschaltetem Magneten (34.2) der stromlos aktiven Bremse, das Rotorblatt in Fahnenlage festgehalten, bis die Anlage wieder Betriebsbereit ist und der Zugmagnet (36) über den Hebel (34.1) die Kupplung (35) offen hält, und durch die Ansteuerung des Magneten (38) die Kupplung (33.2) über den Hebel (38.2) offen gehalten wird, auch nach dem der Pitchantrieb betriebsmäßig das Rotorblatt Richtung Arbeitsposition dreht.
Dadurch kann die Einleitung des Drehmoments zur Sicherheitsverstellung des Pitchantriebes als Variante zweifach unterbrochen werden. Zweckmäßig wird die Kupplung (35) mit einem kleineren Drehmoment als die Haltebremse (34) ausgeführt, damit notfalls eine Schlumpfverbindung entstehen kann.
Es wird somit eine Einrichtung vorgeschlagen, die sofern die Bremse (34) nicht elektrisch öffnet, dies durch Momentüberwachung innerhalb der Elektronik des Stellantriebs (30) erkannt wird, wodurch eine Zwangsöffnung der Blatt-Haltebremse und Einleitung des Sicherheitsdrehmomentes z.B. über das zweite Ende der Welle des Motors (32) stattfindet, durch Lösen des Haltemagneten (36) und des Magneten (38), und wodurch die Federn (36.1) und (38.1) die Hebel (34.1) und (38.2) in B-Richtung kippen, sofern das Rotorblatt nicht bereits in Fahnenlage steht. Alternativ kann die Einleitung des Sicherheitsdrehmomentes direkt am Getriebe (31) erfolgen.
Sofern die Stromversorgung des Systems gewährleistet ist und keine andere Störung vorliegt, wird vorgeschlagen, dass die Rotorblätter deren System keine Störung aufweist, über deren elektrisch betätigte Pitchantriebe eine normale Abfahrt der Anlage einzuleiten, ansonsten erfolgt dies ebenfalls über den mechanischen Sicherheitsantrieb. Alternativ wird vorgeschlagen auf eine der beiden Trennkupplungen (35) oder (33.2) zu verzichten, und stattdessen die Sicherheit der Trennung als Rutschkupplung auszuführen.
Eine vorteilhafte Ausgestaltung (ohne Skizze, jedoch ähnlich 3) bietet sich dadurch, dass anstatt dem Reibbelag (33.5), mindestens ein mittels Zugmagnet aktivierbarer Haken verwendet wird, der eine federgedämpfte und einhakende Verbindung zwischen Rad (33.1) und Scheibe (33.2) herstellt, wobei diese Gestaltung auch alternativ für die Kupplung (35) anwendbar ist. Dazu wird vorgeschlagen die Scheibe (47.1) nach 3 fest mit der Achse (33.4) zu verbinden, und anstatt der Bremsbeläge (33.5) eine frei drehbare Scheibe zwischen Scheibe (33.2) und Rad (33.1) zu verwenden. Mittels mindestens einer Feder soll die zusätzliche Scheibe mit dem Rad (33.1) verbunden sein, und bei drehendem Rad ein ansteigendes Moment am Rad (33.1) erzeugen nach Blockierung der zusätzlichen Scheibe. Dazu wird vorgeschlagen an der zusätzlichen Scheibe mindestens einen Nocken oder Bolzen anzubringen, und an der feststehenden mit dem Maschinenträger (27) in Verbindung stehenden Scheibe (33.2) mindestens einen mittels Magneten und Feder zu betätigenden beweglichen Haken oder Bolzen anzubringen, dass dieser mittels Magneten gehalten wird, sofern das Rad (33.1) nicht blockiert werden soll. Eine Ausgestaltung des Haken kann derart sein, dass er nur in einer vorbestimmten Drehrichtung Verbindung hat, durch hakende oder gleitende Flächen in Abhängigkeit der Drehbewegung. Zudem kann die Form des an der Scheibe (33.2) befestigten Haken auch mittels Magnet derart umgeschaltet werden, dass eine Blockierung des Rades auch für die Naben Rückwärtsdrehung realisierbar wird. Alternativ wird vorgeschlagen den Haken der die zusätzliche Scheibe blockiert, durch den Anschlag (37.1) ausrastend zu gestalten, indem ein Hebel (38.2) den Haken aus der Verbindung zur zusätzlichen Scheibe löst, sofern das Rotorblatt bestimmungsgemäß durch die Sicherheitsverstellung die Fahnenlage erreicht hat.
Gemäß 5 wird vorgeschlagen eine vorteilhafte Ausgestaltung eines Pitchantriebes (50) zu verwenden, zur Lastenbegrenzung im Falle seitlicher oder rückseitiger Anströmung der Rotorblätter. Es wird dazu ein System aufgezeigt, bei dem mindestens ein Rotorblatt in der Fahnenlage in einem geringen Drehwinkel zwischen Anschlag (22.3) und Richtung Arbeitsstellung (22.2) freigegeben wird, und so den Windkräften bei unterschiedlicher Anströmung ausweichen kann. Dazu wird vorgeschlagen den Stellmotor (52) mit einer Spiralfeder (59) auszurüsten, sowie mit einer mit der Motorwelle (52.1) verbundenen, aber mittels Verzahnung (59.2) axial verschiebbaren Kupplungsscheibe (59.1). Zur Aktivierung der Kupplung (59.1) drückt der Kipphebel (59.3) die Kupplung (59.1) gegen die Feder (59.4), wodurch sich die Nocken (59.5) der Kupplung (59.1) und die Nocken (59.6) der Federnabe (59.8) verhaken, und bei einer durch das Rotorblatt ausgelösten Drehung der Welle (52.1) in Richtung Arbeitsposition (22.2), sich die mehrere Umdrehungen zulassende Spiralfeder (59) spannt, durch Verbindung am inneren Feder-Ende mit der Federnabe (59.8), und indem das äußere Feder-Ende (59.7) am feststehenden Motorgehäuse (59.9) fixiert wird. Die einhakende Wirkung der Nocken (59.5) entsteht nur sofern das Blatt Richtung Arbeitsposition (22.2) dreht, oder sofern die Spiralfeder (59) die Welle (52.2) in Richtung Blattanschlag (32.3) antreibt. Anstatt der Kupplung (59.1) kann die Feder auch mit richtungsabhängig schaltbaren Freilauf oder einer schaltbaren Rücklaufsperre eine Verbindung zwischen Motorwelle und Motorgehäuse bewirken.
Die Aktivierung der gedämpften richtungsabhängigen Sperre der Drehbewegung erfolgt vorzugsweise im Bereich des Endanschlages (22.3) der Fahnenlage, da dort die Blattdrehung abgebremst wird, z.B. mittels mindestens einem Dämpfungselement (57.2) das sich zwischen den Anschlägen (22.3) und (57.3) befindet. Entsteht nun in Fahnenlage ein Drehmoment durch das Rotorblatt auf den Pitchantrieb in Richtung Arbeitsposition, dann kann sich die Welle (52.1) des Pitchantriebes gegen die Spiralfeder (59) drehen, bis das Federmoment derart ansteigt um ein weiterdrehen zu blockieren. Als Ausgestaltung wird der Blatt-Endanschlag in einen Winkelbereich gelegt, der durch die federnde Drehbewegung die Lasten je nach Betriebssituation minimiert.
Das Festhalten des Rotorblattes mit einer stromlos aktiven Bremse ist bei dieser Ausführung nicht zwingend notwendig, und eine Bremse die stromlos öffnet bietet als Variante den Vorteil, dass eine redundante Möglichkeit die Rotorblatt Haltebremsen zu öffnen entfallen kann.
Ergänzend wird vorgeschlagen im Anlagenbetrieb oberhalb des ersten Abschaltwindes die Ansteuerung der Rotorblatt-Stellantriebe im Stillstand nicht abzuschalten, und die Blattposition mittels der Stellantriebe zu halten, damit keine Reaktionszeit zum Start der Antriebe wegen notwendigem Lüften der in den Stellmotoren (26) integrierten Blatt-Haltebremsen verloren geht. Bei Verwendung von Regelstrategien, die Einstellwinkel mehrerer Rotorblätter unabhängig voneinander variieren, und dies in Abhängigkeit der Rotorstellung, soll die tastenabhängige Korrektur direkt am Antrieb des entsprechenden Rotorblattes stattfinden, und auch dort erfasst und berechnet werden, und auch die Stellung des Rotorblattes mittels Messmitteln dort detektiert werden. Alternativ dazu wird vorgeschlagen die Lasten in einer den Pitchantrieben überlagerten Steuer und Regeleinheit zu bewerten und den Pitchantrieben, falls Kennwerte überschritten werden, neue Positionswerte vorzugeben und/oder zu erfassen.
In einer Ausgestaltung der bisherigen Ausführung wird vorgeschlagen und in 4 dargestellt, dass im Falle irgend einer Störung der Versorgungsspannung für Teile innerhalb der Windenergieanlage, mindestens ein Pitchantrieb als redundante Notstromversorgung verwendet werden soll, im Falle dass ausreichend Wind für mindestens eine kleine Drehzahl bei beliebiger Drehrichtung der Nabe vorhanden ist.
Dazu werden die erfindungsgemäßen Komponenten des Pitchsystems mit mechanischem Sicherheitsantrieb erweitert. Insbesondere vorteilhaft ist dies zur Versorgung der Azimutantriebe (26.1) und (26.2) zur Windnachführung der Gondel für z.B. Frontanströmung, und auch verwendbar um einzelne Pitchantriebe zu versorgen, zur Optimierung der Stellung der Rotorblätter. Um eine Limitierung der Anlagenlasten im Bereich extremer Windstärken zu gewährleisten, soll die Gondel für eine Blattanströmung fortlaufend ausgerichtet werden, die hinsichtlich Lasten den geringsten Einfluss auf die Anlage haben und auch die Rotorblätter am geringsten belasten. Sofern dies z.B. durch Frontanströmung erreicht wird, erfolgt eine derartige Nachführung der Gondel sobald die Nabe ein geringe Drehbewegung erzeugt, durch die Mittels der Pitchantriebe erzeugten Energie, oder alternativ oder ergänzend durch Energie die der Generator der Windenergieanlage bei Nabendrehung selbständig erzeugen kann.
Hierzu wird deshalb vorgeschlagen mehrere Quellen autarker Versorgung innerhalb der Windenergieanlage bereitzustellen, sobald der Rotor eine Trudelbewegung ausführt. Voraussetzung ist ein nicht festgebremster Rotor, und als Variante eine Rotorblatteinstellung die bei geringem Wind bereits zu einer kleinen Drehzahl der Nabe und/oder damit verbundener Teile führt. In einer Ausgestaltung können die Rotorblätter auf einer vorgezogenen Fahnenposition gehalten werden, die einen besseren Anlauf der Nabe ermöglichen. Damit das Pitchsystem Notstrom erzeugen kann wird im Unterschied zur 3 die Unterbringung einer Blatt-Haltebremse (40) am Eintrieb zum Getriebe (43) angeordnet, sowie eine zusätzliche Kupplung (41) zwischen Motor (42) und Getriebe (43), wodurch das Rotorblatt (25) gegen Verdrehung um seine Längsachse festgehalten werden kann trotz drehendem und jetzt als Generator verwendeten Motor (44) des Pitchantriebes. Als Variante wird vorgeschlagen die Freiläufe innerhalb der Kupplung (47.1) und des Freilaufs (48.2), die normalerweise bei Rückwärtsdrehung der Nabe das Drehmoment zur Sicherheitsverstellung unterbrechen, als abschaltbare Ausführung zu verwenden, damit auch bei rückwärtsdrehender Nabe (25) die Notstromgewinnung aus dem Pitchantrieb (50) stattfinden kann.
Als Variante können die Motoren der Pitchantriebe Asynchron-, Reluktanz-, oder Synchronmotoren sein, deren generatorisch erzeugte Spannung zur weiteren Verwendung gleichgerichtet wird. Ein Sicherheitsrisiko besteht zu keinem Zeitpunkt, da gemäß Vorschlag die zur Sicherheitsrückstellung in die Fahnenlage verwendeten Antriebe rein mechanische Antriebsenergie verwenden, und diese durch abschaltende Funktionen aktiv wird.
Zur Gestaltung der Notstromversorgung soll mindestens ein Pitchantrieb Energie aus einer kleinen Nabendrehzahl gewinnen und einen weiteren Pitchantrieb und/oder einen oder mehrere Azimutantriebe, z.B. (26.1) und (26.2), mit dieser Energie versorgen, damit z.B. ein Pitchantrieb den Blattwinkel anstatt auf 90° Fahnenlage auf einen vorgezogenen Bereich von z.B. 80° einstellt, und dies als Variante nacheinander ohne fremde Energie, und sich dadurch die Drehzahl der Nabe etwas erhöht, und auch zur Nachführung der Gondel in eine Windausrichtung mit geringsten Lasten Energie verfügbar ist.
Hierzu wird direkt zwischen Pitchmotor (42) und Pitchgetriebe (43) eine aktivierbare Kupplung (41) angeordnet, die sich durch Abfall des Magneten (45) und durch Federkraft (45.1) schließt. Zwischen Kupplung (41) und Getriebe (43) befindet sich eine stromlos offene Haltebremse (40), die durch Betätigung des Zugmagneten (45) und des Hebels (45.2) geschlossen wird, und so das Blatt in Fahnenposition festgebremst ist, aber durch Bestromung des Bremsmagneten (40.1) der Anker angezogen werden kann und die Bremse öffnet, und wobei die Bremse vorteilhaft als Federdruckbremse ausgeführt wird.
Alternativ kann auch eine stromlos gelöste Bremse (40) eingesetzt werden, in Verbindung mit dem erfindungsgemäßen System des weichen Anschlages in der Fahnenlage gemäß 5.
Bei Verwendung eines Pitchmotors (42) als Generator für Hilfsenergie wird vorgeschlagen, alternativ den drehrichtungsabhängigen Freilauf (48.2) am Eintrieb zur Kupplung (48) abzuschalten. Damit die Einrichtung eines oder mehrerer Pitchantriebe als Notstromversorgung bei Stellung des Rotorblattes in Fahnenlage aktiv werden kann, wird der Zugmagnet (46.1) elektrisch angezogen und die mit dem Magnet in Verbindung stehende Druckfeder gespannt. Somit entsteht keine Zwangsöffnung der Kupplung (47.1) und (48), und die Kupplung (41) bleibt elektrisch geöffnet, und die Bremse (40) durch Betätigung der Spule (40.1) geschlossen.
Sobald die Anlage wieder betriebsbereit ist bzw. die Windnachführung wieder über die Möglichkeit der Netzversorgung verfügt, wird die Kupplung (47.1) und (48) geöffnet sowie (41) geschlossen durch Spannungsabschaltung der Spule (45) und der Kraftschluss zwischen Motor (42) und Getriebe (43) wieder hergestellt, und die Bereitschaft zur Blattverstellung für den Regelbetrieb des Pitchantriebes (44) wieder erlangt.
Die am Getriebeeingang (43) montierte stromlos schließende Bremse (40) wird im Fall einer Notabschaltung durch den Hebel (45.2) und die Feder (45.1) so lange offen gehalten, bis der Bereich der Fahnenlage erreicht ist und der Anschlag (46) die Handlüftung der Bremse aufhebt und die Kupplungen (41), (48) und (47.1) geöffnet werden durch die Hebel (45.2) (45.3) und (47.2).
Um die Pitchantriebe an Starkwindstandorten wegen häufigerer Aktivierung nicht frühzeitig zu beschädigen, wird die Verwendung von mindestens zwei Pitchantrieben je Rotorblatt vorgeschlagen. Die Ausführung entspricht dabei prinzipiell der Gestaltung der Azimutantriebe zur Zahnspielreduzierung. Sofern keine Blattpositionierung erforderlich ist, sollen die an beiden Pitchantriebe (26) vorhandenen Haltebremsen derart aktiviert werden, dass das Rotorblatt spielfrei, d.h. zwischen dem jeweiligen Antriebsmotor und der Zahnflanke am Blattlager gehalten wird, Bei einer erforderlichen Verstellung der Rotorblattwinkel wird vorgeschlagen, die Bremsen beider Antriebe zu lösen, sowie gleichzeitig den Antrieb mit Drehmoment zu beaufschlagen, dessen Getriebe-Zahnflanken schon in Berührung mit der gewünschten Drehrichtung des Rotorblattes stehen. Der zweite Antrieb erhält ein minimales Bremsmoment, das gerade ausreicht um das Zahnspiel entgegen der in Drehrichtung liegenden Flanke auf Null zu halten. Sofern der treibende Antrieb in den Bremsbetrieb geht um die neue Position anzufahren, wird dies derart gehandhabt, dass dem bisher treibenden Antrieb das Bremsmoment soweit weggenommen wird, dass eine gewünschte Verzögerung der Stellbewegung erreicht wird, jedoch höchstens bis zu einem kleinen Restwert der gewährleistet, dass die Getriebeverzahnung sich nicht von der treibenden Flanke lost, und sofern ein Bremsmoment benötigt wird, dies dann vom Antrieb erfolgt der bereits beim Verstellen die Zahnflanke in der bremsenden Richtung belastet hatte.
Dies bedeutet, dass die Antriebe nicht gleichzeitig aktiv werden, und die Drehmomente zum Beschleunigen, Verstellen, Bremsen von dem Antrieb aufgebracht werden, dessen Zahnflanke keinen Wechsel ausführt, was eine mehrfache Verlängerung der Lebensdauer für die Getriebe bewirkt.
Ergänzend kann die Steuerung derart stattfinden, dass im Falle extremer Anforderungen an das Drehmoment auch der zweite Antrieb zusammen mit dem ersten Antrieb in eine Richtung wirkt, jedoch erfolgt die Aktivierung nicht gleichzeitig, sondern erst nachdem der antreibende Stellantrieb ein bestimmtes Belastungsniveau überschritten hat, wird dem zweiten Antrieb ebenfalls Drehmoment in Richtung des ersten Antriebes freigegeben.
Eine weitere Ausgestaltung sieht vor, dass durch eine mechanische Kopplung über das erfindungsgemäße System der Sicherheitsenergie aus der Nabendrehung, mindestens zwei Pitchantriebe (44) miteinander gekoppelt werden können, und somit ein ausgefallener Pitchantrieb durch den eines anderen Rotorblattes temporär ersetzt werden kann, um alle Rotorblätter Richtung Arbeitsposition zu positionieren, und bei gegebenenfalls Wind oberhalb dem Nennwind auf eine zurückgezogenen Position die eine Energieproduktion ohne Pitchbetrieb ermöglicht, und somit kein Komplettstillstand der Windenergieanlage entsteht. Diese Funktion kann ebenfalls gemäß Ausführung in 4 erreicht werden. Für diesen Fall bleibt die Kupplung (47.1) geöffnet indem der Magnet (47.3) angezogen wird und so den Hebel (47.2) in Richtung A kippt und so die Kupplung (47.1) geöffnet halt, während die Kupplungen (48) am defekten und an einen weiteren Antrieb geschlossen wird, und somit ein defekter Antrieb durch einen betriebsbereiten Antrieb mit positioniert werden kann, wobei als Variante auch zwei intakte Antriebe gemeinsam einen defekten Antrieb verstellen können, unter Berücksichtigung einer elektronisch gesteuerten Verteilung der Drehmomente der antreibenden Stellmotoren (42). Damit die Welle (48.1) Drehmoment in beiden Richtungen durchleiten kann, wird entweder ein schaltbarer Freilauf (48.2) eingesetzt, der die Blattverstellung in Richtung Arbeitsposition erlaubt, oder der Freilauf (48.2) entfällt, und es wird alternativ ein Freilauf zwischen Rad (47.5) und (47.1) vorgeschlagen.
Zur Überwachung der Rotorblatt Synchronstellung in diesem Betriebsfall, wird vorgeschlagen eine Messung der Lasten hinzuzufügen, bestehend aus Dehnungsmessstreifen und/oder Bewegungssensoren, und diese am Blattlager anzubringen, und eine Analyse und Vergleich mit bekannten Werten direkt innerhalb der Elektronik für den Stellantrieb vorzunehmen. Umständliche Verfahren zur Messwertübertragung und erhebliche Kostenerhöhung für Systeme die zur Auswertung der Sensoren zusätzliche Prozessortechnik und Busverbindungen benötigen, können entfallen. Zur Erhöhung der Sicherheit, soll die Anlagentechnik Testprogramme ausführen, und sicherheitsrelevante Funktionen online kontrollieren, entweder vor dem Anfahren, oder/und während des Start, oder/und im Betrieb der Energieproduktion. Um an Standorten mit Wind bis in den Überlebensbereich eine Beschädigung der Anlage zu verhindern, wird vorgeschlagen, die erfindungsgemäße Variante des Pitchsystems als Notstromversorgung derart zu verwenden, dass sobald eine geringe Drehung der Nabe (25) besteht, die Gondel in eine vorbestimmte Richtung zum Wind zu drehen, und andauernd entsprechend gemessener Werte nachzuführen, entsprechend einer vorbestimmten Richtung zum Wind.
In 6 wird ein Vorschlag skizziert, wie die Nachführung der Gondel redundant zu gestalten ist, wobei z.B. vier Azimutantriebe (60 bis 61.3) mindestens in zwei redundante Gruppen aufgeteilt sind, mit je einem Wechselrichter (62) und (62.1), und die drehmomentgeregelten Betrieb ausführen sollen, und dass z.B. wahlweise Asynchron-, Reluktanz-, oder Synchronmotoren verwendbar sind. Es soll zudem vorzugsweise zu den Pitchantrieben identische Wechselrichtertechnik verwendet werden, die Energieaustausch über den Zwischenkreis ermöglichen.
Gemäß Vorschlag können z.B. die Wechselrichter (62) und (62.1) für die Stellantriebe (61) bis (61.3), einen oder mehrere Parallel oder in Serie geschaltete Motoren (61) bis (61.3) mit Drehmomentregelung betreiben. Figur (6.3) zeigt beispielhaft ein System aus nur zwei Antrieben mit Ritzel (26.3) und (26.4) und ein Zahnkranz (24.1), der die Ritzel Drehbewegung in die Drehbewegung der Gondel umsetzt. Es wird vorgeschlagen die Azimutantriebe derart zu steuern, dass häufige Gondelverstellung die Getriebe nicht frühzeitig beschädigt. Im Stillstand der Gondel sollen dazu die an den Motoren (8.1) und (9.1) angebauten Bremsen durch die Recheneinheit (64) dann aktiviert (festgebremst) werden, nachdem sich die Zahnräder (26.3) und (26.4) gegeneinander leicht verspannt haben, oder nur noch geringes Spiel (68) und (69.1) aufweisen. Ein Drehmoment am Zahnkranz (24.1) wird somit entweder vom Zahnrad (26.3) oder (26.4) abgestützt. In Abhängigkeit einer gewünschten Drehrichtung des Zahnkranzes durch die Azimutantriebe, werden die Bremsen (60) bis (60.3) geöffnet und gleichzeitig an dem Zahnrad dessen Flanke schon in der gewünschten Drehrichtung der Gondel anliegt, ein beschleunigendes Drehmoment erzeugt, und das Zahnrad mit Zahnflanke an der Rückseite der Drehbewegung soll ein kleines Bremsmoment ausführen um das Zahnspiel klein zu halten.
Für die Ausführung der Azimutantriebe wird zudem vorgeschlagen für Anwendungen mit hohem Windaufkommen, aber ohne erhöhten Überlebenswind, stromlos geschlossene Bremsen zu verwenden, die bei hohem Drehmoment am Zahnkranz (24.1) ein durchrutschen erlauben. Im Falle der notwendigen Beherrschung extremer Windstärken im Überlebenswindbereich sollen stromlos offene Bremsen für die Azimutdrehbewegung verwendet werden, die erfindungsgemäß mittels Notstromversorgung aktivierbar sind, und es wird zur Problemlösung zudem eine nicht selbständig einfallende mechanische Hauptbremse vorgeschlagen. Aus Sicherheitsgründen sollen für Anwendung mit Wind im Überlebensbereich mindestens zwei Gruppen der Azimutwechselrichter (62, 62.1) eine getrennte Netzversorgung (65, 65.1) mit Blitz- und Überspannungsschutz besitzen, und einen getrennten Zwischenkreisanschluss zur Einspeisung von DC-Hilfsenergie. Die mittels Notstromversorgung erzeugte Energie soll auch zur Versorgung der Steuerspannungserzeugung dienen, und so die Steuerung der Windenergieanlage auch mindestens zweifach redundant aufrecht erhalten.
Eine zuverlässige Quelle der Notstromversorgung bei ausgefallenem Netz, wird in 7 gezeigt, und derart vorgeschlagen, dass mindestens drei Phasen des permanenterregten Generators über eine Gleichrichterbrücke (75), die bei Netzausfall automatisch verzögert durch Kontakte (75.1) zugeschaltet wird, und am Ausgang (75.2) Gleichspannung als Hilfsversorgung zur Verfügung stellt, zur Speisung des Zwischenkreises (65.2) bzw. aus redundanter zweiter Quelle für den Zwischenkreis (65.3), und somit bei Trudelbewegung des Rotors Energie für die Versorgung der Steuerung und der Gondel-Stellantriebe, und als Redundanz für die Pitchantriebe durch den Generator geliefert wird.
Ergänzend besteht ein Vorschlag die jeweilige Versorgungsspannung für die Wechselrichter der Stellantriebe über DC-Hochsetzsteller auf eine Höhe zu bringen, die eine maximale Drehzahl der Stellantriebe erlaubt, und alternativ dazu wird vorgeschlagen, eine Pufferung der Zwischenkreisenergie der einzelnen Stromquellen mittels Kondensatoren auszuführen, um auch Azimutbereiche bei geringer Rotordrehzahl überfahren zu können.
Dadurch kann eine zeitlich unbegrenzte Nachführung der Gondel erreicht werden. Eine Abschaltung dieser Betriebsart über die Sicherheitskette wird ausgeschlossen, und eine automatische Entdrillung wird für den Zeitraum, bei Wind im Überlebensbereich unterbunden. Im Falle dass der Umrichter nicht innerhalb der Gondel installiert wird, sondern z.B. im Turmfuß, sollen die Leistungskabel zwischen Generator und Umrichter im Bereich der Gondel mittels Schütz (77.1) bis (77.4) getrennt werden, damit ein möglicher Kabelkurzschluss nicht zum Ausfall der Hilfsenergie bei Wind im Überlebensbereich führen kann.
Als ergänzende Variante wird vorgeschlagen die Drehzahl der Nabe, oder der damit in Verbindung stehenden Teile, derart zu ermitteln, dass die Spannungsamplitude der am Generator erzeugten Spannung gemessen wird, oder noch vorteilhafter indem die Drehzahl berechnet wird mittels einer Erfassung der Frequenz der Nulldurchgänge an mindestens einer Generatorphase, und diese Messungen auch verwendet werden sollen, um die Spannung des Generators auf den generatorseitigen Wechselrichter zu synchronisieren.
10 und 10.1 und 10.2 zeigen einen Vorschlag für eine Steuerung und/oder Regelung um einen Betrieb der Windkraftanlage für Windstärken oberhalb des ersten Abschaltwindes zu ermöglichen. Es wird ein Verfahren vorgeschlagen, das Lasten ohne große Verzögerung erkennt und dies schon im Zeitbereich von etwa 100 ms, sowie für extreme Anwendungen auch erheblich unterhalb 100 ms, mit sofortiger Ansteuerung der Pitchantriebe zur Änderung der Blattwinkelstellung. Um dies zu erreichen wird vorgeschlagen, dass die Messzyklen für die Nabendrehzahl (105) im ms-Bereich erfolgen und über den Verlauf der Drehzahländerung die Beschleunigung (106) bestimmt wird. Kennzeichnend für den Istwert der Nabendrehzahl (105) ist, dass in keinem Arbeitsbereich der Windenergieanlage eine konstante Solldrehzahl für den Rotor bestimmt wird, sondern sich der Rotor in einem Arbeitsfenster (100.2) frei bewegen kann, und sich eine Abhängigkeit der Korrektur des Blattwinkels (103.1), von der Steilheit der Naben-Drehzahländerung (105.2) definieren lässt. Ohne Beschleunigungskorrekturwert bleibt das vorbestimmte Drehzahlsollwertfenster (101) bestehen, sofern ein vorbestimmter wert nach hochfahren der Anlage erreicht wurde, und der Pitchantrieb dreht das Rotorblatt ggf. Richtung Arbeitsposition, sofern sich die Nabendrehzahl (105) unterhalb des Drehzahlsollwertfenster (101) befindet. Eine berechnete Beschleunigung (105.2) dient dazu das Drehzahl-Sollwertfenster (100.2) der Nabe (25), gekennzeichnet durch eine obere Grenze (100), und untere Grenze (100.1) zu verschieben.
In Abhängigkeit negativer Beschleunigung (105.2) wird das Sollwertfenster zu einem höheren Wert korrigiert bis an eine vorbestimmte Grenze, und eine zunehmende Nabendrehzahl (105), verschiebt das Fenster zu kleineren Werten, wobei eine Überschreitung der oberen Fenstergrenzen eine Korrektur des Blattwinkels (103.1) Richtung Fahnenlage bewirkt, und bei negativer Fensterkorrektur und Unterschreitung der unteren Fenstergrenze durch die Istdrehzahl, wird der Rotorblattwinkel in Richtung Arbeitsstellung korrigiert. Bei sehr steiler Änderung der Nabendrehzahl (105) wird das Sollwertfenster (100.2) durch den Korrekturwert (102) weit nach unten verschoben, und führt bei gegebenenfalls großer Überschreitung der Fenstergrenze zu einem großen korrigierten Rotorblatt-Positionssollwert (103.1), wodurch der nachgeschaltete Positionsregler eine hohe Stellgeschwindigkeit des Pitchantriebes auf die neue Position des Rotorblattes ausführt. Die Berechnung des Korrekturwertes zur Verschiebung des Sollwertfensters bleibt fortlaufend aktiv.
Ergänzend wird vorgeschlagen den Beschleunigungswert zusätzlich zu beeinflussen, um eine entsprechend starker bewertete Ausprägung der Fensterkorrektur zu erhalten, indem folgende Werte berücksichtigt werden: die aktuelle Windstärke (104.1), ein abhängig von der Drehzahl vordefiniertes Generatordrehmoment (104.5), die Lasten am Blattlager (104.3), die an den Pitchantrieben ermittelten Drehmomente (104.4), sowie die Abhängigkeit von der aktuellen Nabendrehzahl (104,2)
Das Problem erhöhter Lasten an den Azimutantrieben kann gemäß 6, 6.1, 6.2, 6.3 reduziert werden. Damit bei ausgefallener Netzversorgung die zur Windnachführung benötigte Energie minimiert wird, wird vorgeschlagen die gemäß dem Stand der Technik zur Schwingungsdämpfung im Nachführsystem der Gondel verwendeten Reibbeläge zu ersetzen. Erfindungsgemäß wird dies realisiert in dem mindestens zwei Azimutantriebe autark mittels jeweils einem Wechselrichter mit Drehmomentregelung betrieben werden, wobei der nachdrehende Antrieb in leichtem Bremsbetrieb gehalten wird. Dies enthält, dass im Stillstand ein Antrieb mit Drehmoment in positive Richtung wirkt und der zweite negativ, und in diesem Betriebszustand die an den Azimutantrieben vorhandenen Haltebremsen aktiviert wer den, und somit das komplette Zahnspiel eliminiert wird, und sich die Lebensdauer der Getriebe erheblich verbessert. Es wird vorgeschlagen während der Gondel Drehbewegung immer eine Gruppe Azimutantriebe mittels antreibendem und/oder bremsendem Drehmoment derart zu regeln/steuern, dass das Zahnspiel auf einem kleinen Wert gehalten wird, und z.B. Bremsmoment innerhalb einer Gruppe aktiviert wird, sobald dem Drehantrieb zu wenig Drehmoment abgefordert ist, bzw. das zu Spiel in der Verzahnung führen würde. Mehrere Antriebe in einer Gruppe können mit einem Wechselrichter versorgt werden. Ohne Überlebenswind-Nachführung der Gondel wird zum Energieaustausch eine Verbindung der Zwischenkreise der Wechselrichter geschaltet. Bei Verzicht auf die Zahnspielkontrolle während der Verstellung, kann auch mittels nur einem Wechselrichter im Stillstand das Zahnspiel eliminiert werden, indem nach Abbremsung eine Gruppe Antriebe z.B. (61 und 61.1) von der Versorgung mittels Schütz (63 und 63.1) getrennt wird, nachdem die Bremsen (60 und 60.1) aktiviert wurden, und anschließend die zweite Gruppe (61.2 und 61.3) noch mit kleinem Drehmoment beaufschlagt wird, und dann die Bremsen (60.2 und 60.3) aktiviert werden, wodurch das Zahnspiel ebenfalls eliminiert wird. Die Steuerung dieser Funktionen soll vom Controller 64 ausgeführt werden, wobei dieser auch innerhalb der Wechselrichter (62) und/oder (62.2) integriert sein kann.
Für den Betrieb mit erhöhtem Überlebenswind wird vorgeschlagen die Anzahl der Azimutantriebe derart auszulegen, dass sofern nur 50% Antriebsmoment verfügbar sind, dies ausreicht um die Windnachführung sicherzustellen. Bei einem im ungestörten Betrieb stattfindenden Gondel Positioniervorgang wird vorgeschlagen, dass zuerst ein Öffnen der Bremsen der Azimutantriebe stattfindet gefolgt von Drehmomenterzeugung des Antriebes der eine Zahnflanke in der Drehrichtung vorgespannt hat, die zur Drehung der Gondel benötigt wird, und der rückwärts an der Zahnflanke liegende Antrieb mit geringem Bremsmoment beaufschlagt ist. Sobald ein gewünschter Bereich für die Stellgeschwindigkeit der Gondel erreicht ist wird soll das Drehmoment des Azimutantriebes begrenzt werden, eine Freigabe der Begrenzung findet erst wieder statt sofern die Stellgeschwindigkeit den vorgegebenen Bereich verlässt. Eine Abbremsung erfolgt immer durch den Antrieb mit entgegen der Drehrichtung anliegender Zahnflanke.
Gemäß 10.2 wird vorgeschlagen eine Lastenbegrenzung der Windenergieanlage auch dadurch zu erreichen, dass eine direkte Busverbindung zwischen den Pitchantrieben (07.x) und der Anlagensteuerung (108.x), sowie dem Umrichter (109.x) besteht, damit ein schneller Start der Pitchantriebe Richtung Fahnenlage stattfinden kann im Falle eines Betriebsfalles der einen möglichst verzögerungsfreien Start einer Pitchreaktion erfordert, und somit die Anlagenlasten auf ein mögliches Minimum begrenzt werden können.
8 stellt eine Variante dar für extreme Umgebungsbedingungen der Windenergieanlage, zur gezielten Steuerung der Generatorkühlung mit Außenluft (82), indem Luft im Frontbereich des Generators einströmt und durch ein Labyrinth (82.1) und Filter (81) in den Innenbereich geführt wird. Als Variante (nicht dargestellt) ist eine automatische durch Schwerkraft oder Antrieb betätigte Klappensteuerung möglich, die in Abhängigkeit der Nabenstellung die äußere Zuluft abwechselnd öffnet und schließt, und die Luft-Weiterleitung nach dem Filter ebenfalls im selben Zyklus öffnet und schließt. Bei verschlossener Luftzufuhr wird vorgeschlagen weitere Klappen zu öffnen, damit das Filter zur Reinigung rückseitig angeströmt wird und eine weitere Klappe die Luft nach Filterdurchströmung in Windrichtung aus der Gondelverkleidung ausströmen lässt. Die Änderung der Filter Stromrichtung soll mit jeder halben oder ganzen oder mehrfachen Nabenumdrehung wechseln. Bei abgeschalteter Windenergieanlage soll generell die Zuluft geschlossen sein.
Damit die Leistungsfähigkeit der Kühlung schon vor Errichtung der Anlage getestet werden kann, wird vorgeschlagen, zwei Windenergieanlagen gemäß 9 für Tests in einer Montagehalle oder ähnlicher Einrichtung anzuordnen, und diese mit Standortbedingungen und Nennbelastung zu betreiben als Motor und Generator, und unter Einbindung der für den Anlagenbetrieb zur Energieproduktion benötigten Umrichter entsprechend zu betreiben. Angeordnete Kühlgebläse simulieren dazu den Betrieb mit Frontluftzufuhr (92) gemäß 8 zum Stator, und wobei die Testeinrichtung die für den Betrieb der Windenergieanlage benötigten Wechselrichter (91.x) verwenden kann mit Parallelbetrieb der Zwischenkreise (91.3) zum Energieaustausch zwischen Motor und Generator und für den Test nur die Verlustenergie aus dem Netz (91.5) bezogen wird.
Als besondere Ausgestaltung des Systems wird eine vorteilhafte Errichtung am Standort der Windkraftanlage vorgeschlagen. Die Nabe (25) soll ohne die Rotorblätter montiert werden, um anschließend jedes Rotorblatt in 6 Uhr Stellung mittels bekannter Seilzugtechnik zu montieren. Nach Anbau eines Rotorblattes wird vorgeschlagen den Generator mittels dem generatorseitigem Wechselrichter zur Montage weiterer Blätter als Motor zu betreiben, damit weitere freie Blattanschlüsse in der 6 Uhr Stellung positioniert werden können. Am Blatthals befestigte Manschetten oder ähnliche Fixierungen, die benötigt werden um das Blatt hochzuziehen, lassen sich leicht entfernen, nachdem das Blatt mittels Motorbetrieb des Generators nach oben gedreht wurde. Die dazu benötigte Energie kann bei nicht vorhandenem Netz auch von einem im Vergleich zur Generatorleistung sehr kleinen Stromaggregat erbracht werden, das z.B. direkt am netzseitigen Anschluss des Umrichters einspeist und so den Zwischenkreis auf eine Höhe lädt die vom Stromaggregat aufgebracht werden kann, und die so dimensioniert ist, dass der Generator mit kleiner Drehzahl als Motor arbeiten kann.
Gemäß 11 soll die mechanische Gestaltung des Generators mit modular einsetzbaren Zähnen (111), befestigt am Statorjoch (110) mittels Schrauben (110.1), und Wicklung (111.1), wie als Beispiel für einen Außenläufer gezeigt erfolgen, und auch ohne Demontage des Generators einen Austausch einer defekten Wicklung ermöglichen. Durch lösen der Schrauben (110.1) lassen sich die Zahnmodule seitlich wegziehen und austauschen oder reparieren.
Damit die Anlage für extreme Windstandorte verwendet werden kann wird nach 8 eine Gestaltung aufgezeigt zur Kühlung des Generatorsystems mit reduziertem Einfluss durch Umgebungsbedingungen. Hierzu werden beispielhaft am Statorjoch (110) Kühlrohre (115) angebracht, die bei Durchsatz von Kühlflüssigkeit einen Teil der Statorverluste abführen können, und diese in einem Wärmetauscher an die Umgebung abgeben. Ergänzend dazuwird eine steuerbare und/oder regelbare ergänzende Luftkühlung des Generators vorgeschlagen, durch Kühlluft (82), die an der Frontseite der Windenergieanlage über ein Labyrinth (82.1), und durch ein Filter (81) in den Innenraum geleitet wird, und als Erweiterung eine Vorrichtung besitzt die das Filter reinigt, in dem z.B. feine Wassertropfen wieder an die Umgebung der Nabe abgegeben werden. Zur Luftdosierung für unterschiedliche Temperaturverhältnisse des Generators oder des Innenraumes, wird eine steuerbare Klappe (80) vorgeschlagen, die mittels Stelleinrichtung (80.2 und 80.3) die einströmende Luft (82) dosieren kann. Bei Ausfall der Versorgungsspannung erfolgt ein automatischer Verschluss der Luftzufuhr z.B. mittels Federn (80.1). Damit die Leistungsfähigkeit der Kühlung schon vor Errichtung der Anlage getestet werden kann, wird vorgeschlagen, zwei Windenergieanlagen gemäß 9 für Tests in einer Montagehalle oder ähnlicher Einrichtung anzuordnen, und diese mit Standortbedingungen und Nennbelastung zu betreiben als Motor und Generator mit dem für den Anlagenbetrieb zur Stromproduktion benötigten Umrichter entsprechend zu betreiben.
Somit wird eine Windenergieanlage vorgeschlagen für Betrieb bei erhöhtem Maximalwind und auch ein Einsatz an bisherigen Problemstandorten hinsichtlich Überlebenswind kann mit erheblich geringerem Risiko stattfinden, da insbesondere die Entstehung betriebsmäßiger Spitzenlasten und auch die Lasten bei Störungen erheblich reduziert werden können, und sich zudem die Lebensdauer der Baugruppen erhöht. Als Variante lassen sich Teile der beschriebenen Problemlösungen auch vorteilhaft für Anlagen zur Energiegewinnung in Wasserkraftwerken, Meeresströmung oder Wellenkraftwerken einsetzen. Auf Basis der erfindungsgemäßer Technologie wird vorgeschlagen die Windenergieanlage auch für autarke Stromversorgungsanlagen zu verwenden, wie zum Beispiel für Inselbetrieb oder für Meerwasserentsalzungsanlagen, da bei aufkommendem Wind ohne zusätzliche Energie ein selbständiger Start der Anlage erfolgen kann, sofern der Generator eine permanente Erregung besitzt, und insbesondere wird dabei ein Parallelbetrieb mehrerer Energiequellen an einem Wechselrichter-Zwischenkreis vorteilhaft.

Claims

Vorrichtungen zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage besonders geeignet für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimut-Stellantrieben (Azimutantrieben) drehbaren Gondel, mit einem Innenraum mit Steuer- und Regelungsmitteln und mit einem Generator bestehend aus Stator und Rotor, und der mit einer im wesentlichen horizontal drehbaren Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass – ein an der Nabe (25) abgestützter Pitchantrieb (30) eine Verbindung mit dem Rotorblatt (23) aufweist, – und eine Abstützung (Festbremsung) eines Rades (33.1) zur Achse (33.4) oder gegen ein anderes Teil das mit dem Maschinenträger (27) in Verbindung steht, vorhanden ist; – und ein Rad (33.6) vorhanden ist das mit der Nabe (25) umläuft und mit dem Rad (33.1) in Verbindung steht, und das Rad mit Mittel in Verbindung steht zur Erzeugung einer Drehbewegung des Zahnkranzes (24) und des damit verbundenen Rotorblattes (23), – und Mittel vorhanden sind die einen mechanischen Sicherheitsantrieb mit Energie aus der drehenden Rotornabe oder damit verbundener Teile, nur herstellen bei einer entsprechend der Energieproduktion vordefinierten Drehrichtung der Nabe, – und Mittel vorhanden sind die mindestens eine mechanisch betätigte Auskopplung des Drehmomentes in Fahnenstellung (22) des Rotorblattes (23) aufweisen.
Windenergieanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass eine Verbindung zwischen Rad (33.1) und Achse (33.3) eine Kupplung/Bremse (33.2) mit Reibbelag (33.5) aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass in Fahnenstellung (22) Mittel (38.2) vorhanden sind zur Verbindung der Kupplung (33.2) mit dem mit dem Rotorblatt (23) drehendem Blattlager (37) oder zu anderen mit dem Rotorblatt drehenden Teilen.
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass Mittel (38.2) in Verbindung zu einem Zugmagneten (38) mit Druckfeder (38.1) stehen, und in Fahnenstellung (22) des Rotorblattes (23) eine Verbindung zu einem Anschlag (37.1) vorhanden ist.
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Verbindung zwischen Rad (33.1) und Achse (33.3) eine Kupplung (33.2) aufweist, die mindestens einen Haken besitzt, der nach Aktivierung eine Verbindung zwischen Rad (33.1) und Achse (33.4) oder anderer mit dem Maschinenträger (27) verbundener Teile aufweist, und der das Rad (33.1) stillsetzt
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass, die Verbindung zwischen Kupplung (33.2) und Rad (33.1) nur wirksam ist, wenn eine Drehbewegung der Nabe (23) eine vorbestimmte Richtung der Drehung am mit der Nabe (23) drehenden Rad (33.6) aufweist, und Mittel (38.x) zur Aktivierung der Verbindung bestehen
Windenergieanlage nach Anspruch 6 dadurch gekennzeichnet, dass mindestens ein Haken mit der Kupplung (33.2) verbunden ist und in Verbindung mit einem Schub/Zugmagneten steht, und in Verbindung mit einer Zug/Druckfeder eine Verbindung zum Rad (33.1) aufweist, und die Abschaltung eines Mittels die Verbindung herstellt.
Windenergieanlage nach mindestens einem der bisherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Verbindung zwischen Rad (33.1) und Zahnrad (26.3) mindestens eine Kupplung (35) aufweist, die in Fahnenstellung (22) mit weiteren Mitteln in Verbindung mit dem Blattlager (37) steht, und die eine Verbindung zwischen Rad (33.6) und Zahnrad (26.3) besitzt, und in Fahnenlage durch Mittel geöffnet ist, und zwischen Fahnenlage (22) und Arbeitsposition (22.2) Mittel vorhanden sind durch deren Abschaltung die Kupplung (35) geschlossen ist.
Windenergieanlage nach mindestens einem der bisherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass Mittel vorhanden sind, die bei einer Drehrichtung der Nabe (25) die entgegengesetzt zur Drehrichtung für Produktionsbetrieb ist, eine Unterbrechung im mechanischen Sicherheitsantrieb aufweisen.
Windenergieanlage nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens ein Freilauf (33.3) vorhanden ist, der bei Drehrichtung des Rades (33.6) in Richtung der Arbeitsposition (22.2) des Rotorblattes (23), eine Unterbrechung der drehenden Verbindung des Rades (33.6) zum Zahnrad (26.3) aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 9 und 10 dadurch gekennzeichnet, dass, mindestens ein Freilauf innerhalb der Kupplung (33.2) vorhanden ist, und der bei einer Drehrichtung der Nabe (25) die entgegengesetzt zur Drehrichtung für Produktionsbetrieb ist, eine Unterbrechung im mechanischen Sicherheitsantrieb aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens ein schaltbarer Freilauf vorhanden ist.
Windenergieanlage nach mindestens einem der bisherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zur Verbindung zwischen Kupplungsscheibe (35.1) und (35.2) mindestens ein Hebel (34.1) vorhanden ist, der eine Verbindung zum Zugmagneten (36) mit Feder (36.1) besitzt, und ein abgeschalteter Zugmagnet (36) außerhalb der Fahnenlage eine durch den Hebel (34.1) geschlossene Kupplung aufweist, und in Fahnenstellung (22) mit dem Blattlager (37) in Verbindung stehende Mittel (37.1) und (37.2) eine Betätigung des Hebels (34.1) und dadurch geöffnete Kupplung (35) aufweisen.
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels einer mindestens mit zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass – der Pitchantrieb mindestens eine elektrische betätigte Bremse (34) besitzt die im stromlosen Zustand eine um die Längsachse blockierte Rotorblattdrehung aufweist, – und die Bremse eine mechanische Lüftung besitzt durch Mittel die stromlos eine Betätigung der Bremse aufweisen im Bereich des Rotorblattes der zwischen Arbeitsposition und Fahnenlage ist, – und im Bereich der Rotorblatt Fahnenlage Mittel vorhanden sind, die in Verbindung mit der Drehung des Rotorblattes stehen, zur Aufhebung der mechanischen Lüftung.
Windenergieanlage nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Bremse (34) mittels mindestens einem Hebel (34.1) in Verbindung mit mindestens einem Zug- oder Hubmagneten (36) ist, der mindestens eine Druck- oder Zugfeder (36.1) besitzt, – und in Fahnenlage (22) mindestens ein Mittel vorhanden ist in Verbindung mit mindestens einem mit dem Rotorblatt verbunden drehenden Teil, und ein Schließen der Bremse aufweist, – und außerhalb der Fahnenlage bei abgeschaltetem Magnet (36) mittels einer Druckfeder (36.1) die Bremse (34) zwangsweise geöffnet ist, – und die Bremse (34) mit Bremsscheibe (34.2) im ungestörten Betrieb durch die elektrische Betätigung des Bremsmagneten (34.3) geöffnet oder geschlossen ist.
Windkraftanlage zur Energieversorgung, insbesondere Windkraftanlage für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes mittels Azimutantrieben verstellbar gelagerten Gondel, mit einem Generator und einer Nabe mit wenigstens einem Rotorblatt und Mitteln zur Messung der aktuellen Winkelstellung des Rotorblattes, dadurch gekennzeichnet, dass der Pitchantrieb (26) ein mit der Welle (32.1) rotierendes Messmittel zur Erfassung/Berechnung des Rotorblatt-Drehwinkels besitzt: – und am Blattlager oder damit in Verbindung mit dem Rotorblatt drehender Teile, mindestens ein Sensor/Näherungssensor vorhanden ist; – und ohne weitere Messmittel die Position des Rotorblattes (23) zwischen Fahnenlage (22) und Arbeitsstellung (22.2) erfasst ist: – und die Messmittel mit der Recheneinheit des Pitchantriebes (26) in Verbindung sind.
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass – der Pitchantrieb (44) an einer Eingangsseite zum Getriebe (43) eine Bremse (40) besitzt, und eine Kupplung (41) an der Abtriebswelle des Elektromotors (42) aufweist; – und eine Kupplung (48) an der Motor B-Seite in Verbindung zum Rad (47) ist, und Kontakt zum Rad (47.5) vorhanden ist, das abgebremst mit Mitteln in Verbindung mit dem Maschinenträger (27) steht, und der E-Motor (42) bei drehender Nabe (25) eine Spannung erzeugt, die nach Gleichrichtung als Notstromversorgung verfügbar ist.
Windenergieanlage nach mindestens einem der bisherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens zwei Pitchantriebe (26) mit Zahnrädern (26.3) in Verbindung mit einem Zahnkranz (24) stehen, und die Flanken der Zahnräder (26.3) die den Zahnkranz (24) berühren einander verspannt/mit geringem Spiel, gegenüberstehen, und jeder Pitchantrieb in Verbindung mit mindestens einer Bremse steht, und bei aktiver Bremse sich das Rotorblatt (23) und der damit in Verbindung stehende Zahnkranz nicht/nur gering bewegen kann
Windenergieanlage nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens zwei an einem Rotorblatt vorhandene Pitchantriebe auch während der Rotorblattverstellung derart gesteuert/geregelt werden, dass kein/nur geringes Getriebespiel zwischen den Zahnrädern (26.3) und dem Zahnkranz (24) besteht,
Windenergieanlage nach Anspruch 18 und 19, dadurch gekennzeichnet, dass die an einem Rotorblatt vorhandenen Pitchantriebe bei Arbeitsweise in derselben Drehrichtung und ohne Kompensation von Getriebespiel, keine gleichzeitige Einleitung von Drehmoment aufweisen, und ein erster Pitchantrieb (26) die Drehmomenteinleitung auf den Zahnkranz (24) aufweist und gefolgt von mindestens einem weiteren Pitchantrieb, sofern der vorherige Pitchantrieb (26) eine vordefinierte Grenze seines Drehmomentes aufweist.
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbarem Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass ein elektrisch nicht funktionsfähiger Pitchantrieb (44) Mittel besitzt, die eine mechanische Verbindung mit mindestens einem weiteren betriebsbereiten Pitchantrieb (44) aufweisen.
Windenergieanlage nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass der defekte Pitchantrieb (44) am Eingang zum Getriebe (43) eine Bremse (40) besitzt, und bei geschlossener Bremse (40) die Drehbewegung um seine Längsachse blockiert ist, und an mindestens zwei Pitchantrieben (44) zur Verbindung der Motoren (42) die Kupplung (48) geschlossen ist, und mindestens zwei Pitchantriebe mit den jeweiligen Rädern (47) verbunden sind, und über das Rad (47.5) einen Verbindung zwischen den Motoren (42 besteht).
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten eine Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass – der Pitchantrieb (50) Mittel aufweist, mit denen das Rotorblatt im erweiterten Bereich der Fahnenlage (22) einen definierbaren freien Drehbereich vom Endanschlag (22.3) in Richtung Arbeitsstellung (22.2) besitzt, und zwischen Rotorblatt (23) und Pitchantrieb (50) Mittel vorhanden sind die eine Aktivierung der begrenzten Drehung des Rotorblattes in Richtung Arbeitsstellung (22.2) aufweisen.
Windenergieanlage nach Anspruch 23, dadurch gekennzeichnet, dass am Endanschlag (22.3) des Rotorblattes (23), durch die Drehung des Rotorblattes in Fahnenlage, mindestens eine Feder (59) durch Mittel aktiviert ist, und eine Drehung des Rotorblattes Richtung Arbeitsstellung an der Feder ein ansteigendes Drehmoment aufweist, das dem Drehmoment des Rotorblattes entgegenwirkt.
Windenergieanlage nach Anspruch 23 und 24, dadurch gekennzeichnet, dass, die Aktivierung der gedämpften Rücklaufsperre im Bereich zwischen Fahnelage und Arbeitsposition vorhanden ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 23 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass, der Endanschlag (22.3) mindestens eine Dämpfungsfeder (57.4) in Verbindung mit dem mit dem Rotorblatt drehenden Anschlag (57.3) aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 23 bis 26, dadurch gekennzeichnet, dass das Getriebe (51) an mindestens einem Eingang eine Kupplung (59.1) besitzt, die in Fahnenstellung durch mindestens einen Hebel (59.3) und dem Anschlag (57.1) in Verbindung steht, und der mit dem drehendem Teil des Blattlagers (57) oder anderer mit dem Rotorblatt drehender Teile verbunden ist, und die Scheibe (59.8) drehrichtungsabhängig wirkende Mitnehmer (59.5) und (59.6) zur Verbindung mit der Feder (59) aufweist, die sich an einem Ende am Gehäuse (59.7) abstützt, und die Kupplung (59.1) nach Aktivierung des Zugmagneten mit Druckfeder (57.2) geöffnet ist durch die Feder (59.4).
Windenergieanlage nach mindestens einem der bisherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass – der Positionssollwert (103.1) für das Rotorblatt (26) eine Berücksichtigung der mittels Messmitteln und Recheneinheit festgestellten Nabendrehzahl (105) oder damit drehend verbundener Teile aufweist, – der vorbestimmte Wert des Sollwertfensters (101) im Bereich der Nenndrehzahl der Windenergieanlage ist, – der Positionssollwert (103.1) für das Rotorblatt (26) eine Berücksichtigung der mittels Messmitteln und Recheneinheit festgestellten negativen oder positiven Beschleunigung (105.2) der Nabendrehzahl (105) aufweist, – eine Recheneinheit keine Änderung des Positionssollwertes (103.1) an den Pitchantrieb (26) zur Folge hat, wenn der Istwert der Nabendrehzahl (105) innerhalb eines Drehzahl-Fenstersollwertes (101) ist, – eine Recheneinheit eine Änderung des Positionssollwertes (103.1) an den Pitchantrieb (26) mit Richtung zur Fahnenlage (22) zur Folge hat, wenn der Istwert der Nabendrehzahl (105) oberhalb eines Drehzahl-Fenstersollwertes (101) ist, – eine Recheneinheit eine Änderung des Positionssollwertes (103.1) an den Pitchantrieb (26) mit Richtung zur Arbeitsstellung (22.2) zur Folge hat, wenn der Istwert der Nabendrehzahl (105) unterhalb eines Drehzahl-Fenstersollwertes (101) ist, – der Wert des Sollwertfensters (101) eine Verschiebung in Abhängigkeit der gemessenen/berechneten Beschleunigung (105.2) der Nabe (25) aufweist, und eine Beschleunigung bei zunehmender Nabendrehzahl (105) das Sollwertfenster (101) zu kleineren Werten verschiebt – der Wert des Sollwertfensters (101) eine Verschiebung in Abhängigkeit der gemessenen/berechneten Beschleunigung (105.2) der Nabe (25) aufweist, und eine Beschleunigung bei abnehmender Nabendrehzahl (105) das Sollwertfenster (101) zu größeren Werten verschiebt.
Windenergieanlage nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, dass der Korrekturwert (102) eine Bewertung der aktuellen Nabendrehzahl (104.2) aufweist
Windenergieanlage nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, dass der Korrekturwert (102) eine Bewertung des aktuellen Windes (104.1) besitzt, und ein zunehmender Wind eine höhere Korrektur aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, dass der berechnete Beschleunigungswert (105.2) durch gemessene/berechnete Lasten (104.3) aus den Messmitteln am Blattlager (23.1) korrigiert ist und durch einen gemessenes/berechnetes Pitchmoment (104.4) korrigiert ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 28 dadurch gekennzeichnet, dass der berechnete Beschleunigungswert (105.2) durch ein gemessenes/berechnetes Generatormoment (104.5) korrigiert ist.
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage einen direkten Kommunikationsbus (109.1) für die Regelung/Steuerung aufweist, ohne zwischengeschaltete Recheneinheiten, und eine direkte Verbindung der Pitchantriebe (107.x) zur Steuerung (108) und zum Umrichter (109) aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 33 dadurch gekennzeichnet, dass ein für Fernsteuerung und Datenaufzeichnung verwendeter direkter Kommunikationsbus zwischen Pitchantrieb (107.x) und Steuerung (108) und Umrichter (109) und einem PC (109.2) vorhanden ist.
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass die Azimutmotoren jeweils eine Bremse (60.x) besitzen, die derart gesteuert ist, dass im Stillstand in entgegengesetzter Richtung mindestens zwei Azimutantriebe (26.1) und (26.2) Zahnflankenberührung/geringes Zahnspiel (69) und (69.1) der Zahnräder (26.3) und (26.4) mit dem Zahnkranz (24.1) aufweisen.
Windenergieanlage nach Anspruch 35 dadurch gekennzeichnet, dass die Zahnflankenberührung (69) und (69.1) mit geringer Vorspannung auch bei der Gondel Drehbewegung vorhanden ist.
Windkraftanlage nach Anspruch 35 und 36, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens einer der Azimutmotoren (61.x) die zu je einem Wechselrichter (62) und Wechselrichter (62.1) zugeordnet sind, einen Drehgeber aufweist, und dieser in Verbindung steht mit einer Recheneinheit (64) die eine Erfassung der Gondelposition aufweist.
Windkraftanlage nach Anspruch 35 bis 37 dadurch gekennzeichnet, dass die Recheneinheit (64) redundant in jedem Wechselrichter (62) und (62.1) integriert ist.
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe in Verbindung steht, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, dadurch gekennzeichnet, dass ein mindestens siebenphasiger und Permanentmagnete aufweisender Generator (74.x) bei drehender Nabe (25) eine Hilfsenergie für Steuerung der Windenergieanlage und für die Azimutantriebe aufweist; und die Spannung mit einem mindestens dreiphasigen Wicklungsteil des Generators mittels Kontakten (75.1) mit einem Gleichrichter (75) mit dem Ausgang (75.2) verbunden ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 39 dadurch gekennzeichnet, dass mehrere dreiphasige Wicklungsteile (74.x) zur Notstromversorgung mit Mitteln über Gleichrichter (75) mit weiteren Ausgängen (75.2) verbunden sind
Vorrichtung zur Begrenzung der Lasten einer Windenergieanlage mit einer am oberen Ende eines Turmes gelagerten und mittels mindestens zwei Azimutantrieben drehbaren Gondel, mit einem Generator der mit einer Nabe verbunden ist, und mit mindestens einem daran um seine Längsachse drehbaren Rotorblatt mit mindestens einem Pitchantrieb, und einer Generatorausführung die eine Vorbestimmung der Lasten bei Phasenkurzschluss erlaubt, dadurch gekennzeichnet, dass – der Generator (20) als m-phasiger Drehstromgenerator ausgelegt ist; – eine Anzahl von N Zähnen (111) und N Nuten (111.2) auf einer Seite eines Luftspalts zwischen Rotor (20.1) und Stator (20.2) und eine Anzahl von 2p Polen (112) auf der anderen Seite des Luftspalts aufweist, und ein oder mehrere Zähne mit einem Joch verbunden sind, und jeder Zahn eine Zahnspulenwicklung besitzt; – und die Anzahl der Phasen m so ist, dass das maximale Drehmoment in ungünstigstem Fall einen vorgegebenen Betrag nicht überschreitet, und zwar nach dem Ausdruck
wobei ü die Überlastbarkeit der Maschine, M_Nenn das Nenndrehmoment, M_KS,Max das maximal erlaubte Moment während des zweiphasigen Kurzschlusses, X_d die Synchronreaktanz in stationärem Zustand und x_d'' die subtransiente Synchronreaktanz ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 41, dadurch gekennzeichnet, dass jeder zweite Zahn des Generators eine als Einschicht-Zahnspulenwicklung ausgebildete Spule aufweist, wobei die Anzahl der Spulen in m Gruppen gleichmäßig verteilt ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 41 und 42 dadurch gekennzeichnet, dass ein Generator (20) mit einem durch drei teilbaren Phasensystem, jeweils drei Phasen als ein Modul (74.x) besitzt, wobei alle Module einen gemeinsamen Sternpunkt (67) aufweisen.
Windenergieanlage nach Anspruch 41 bis 43, dadurch gekennzeichnet, dass ein Generator (20) mit einem durch drei teilbaren Phasensystem, jeweils drei Phasen als ein Modul (74.x) besitzt, und kein gemeinsamer Sternpunkt (67) vorhanden ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 41 bis 44, dadurch gekennzeichnet, dass jeweils drei Phasen des Generators (20) als ein Modul gebildet sind, wobei alle Phasen einen gemeinsamen Sternpunkt haben.
Windenergieanlage insbesondere für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes verstellbar gelagerten Gondel, mit einem Generator und einer Nabe mit wenigstens einem Rotorblatt und einer Generatorausführung die eine Vorbestimmung des Rastmomentes erlaubt, dadurch gekennzeichnet, dass ein Rastmoment vorgesehen ist, welches durch entsprechende Auswahl von Nut- und Polzahl minimiert gebildet ist, bei a) bei einer Einschicht-Zahnspulenwicklung mit N = 2km, k = 1, 2, 3, ... usw. und N – 2p = ±2, ±4, ±6, ..., ± 2(m – 1) und/oder b) bei einer Zweischicht-Zahnspulenwicklung mit N = 2km, k = 1, 2, 3, ... usw., wobei N – 2p = ±2, ±4, ±6, ..., ±(m – 2) für m gerade Nutzahlen und N – 2p = ±2, ±4, ±6, ..., ±(m – 1) für m ungerade Nutzahlen vorgesehen ist.
Windkraftanlage nach Ansprüchen 41 bis 46, dadurch gekennzeichnet, dass die Zähne (111) derart ausgeführt sind, dass eine Seite eines jeden Zahnes (111) einen anderen Abstand (113) in der Umfangsrichtung zum Magneten (112) aufweist als die zweite Zahnseite (114).
Windenergieanlage insbesondere für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes verstellbar gelagerten Gondel, mit einem Generator und einer Nabe mit wenigstens einem Rotorblatt und einer Generatorausführung die einen vereinfachten Aufbau eines Strebensystems ermöglicht, dadurch gekennzeichnet, dass ein tragendes Strebensystem (20.3) und (20.4) in radialer Anordnung mit Schraubenverbindung (20.6) an den Streben (20.4) und Schraubverbindung (20.7) an den Streben (20.3) befestigt ist, und die eine Möglichkeit aufweist den Luftspalt zwischen Stator (20.2) und Rotor (20.1) durch Verschiebung in den Schrauben zu korrigieren.
Windenergieanlage insbesondere für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes verstellbar gelagerten Gondel, mit einem Generator und einer Nabe mit wenigstens einem Rotorblatt, dadurch gekennzeichnet, dass die Generatorkühlung eine Zufuhr der Kühlluft (83) aus dem Frontbereich durch eine Öffnung (82) aufweist; mindestens ein Labyrinth (82.1) und ein Filter (81) zur Zurückhaltung von in der Luft befindlichen Teilen vorhanden ist; mindestens eine Klappe (80) sich durch Mittel bewegen lässt, die geregelt/gesteuert werden durch Parameter der Windkraftanlage und mit einer mit Federelement (80.1) belasteten Stelleinrichtung (80.2; 80.3) verbunden ist, die spannungslos schließt
Windkraftanlage nach Anspruch 49, dadurch gekennzeichnet, dass Mittel jeweils als Klappe (80) ausgebildet sind, die bei nicht produzierender Anlage geschlossen sind.
Windkraftanlage nach einem der Ansprüche 49 bis 50, dadurch gekennzeichnet, dass die Kühlluftzufuhr dosierbar ist, und abhängig von der Generator-Wicklungstemperatur ist.
Windkraftanlage nach einem der Ansprüche 49 bis 51, dadurch gekennzeichnet, dass eine indirekte Flüssigkeitskühlung mittels Kühlrohren (115) im Bereich der Zähne (111) und/oder des Jochs (110) und externem Wärmetauscher vorhanden ist.
Windenergieanlage insbesondere für Starkwindstandorte, mit einer am oberen Ende eines Turmes verstellbar gelagerten Gondel, mit einem Generator und einer Nabe mit wenigstens einem Rotorblatt, und einer Generatorausführung die einen Bremsbetrieb durch Wicklungskurzschluss erlaubt, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens drei Phasen eines symmetrisch gebildeten Drehfelds unter Berücksichtigung der Entmagnetisierungsgrenze über Vorwiderstände kurzgeschlossen sind.
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Statorzähne (111) mittels Schraubverbindungen (110.1) befestigt sind, und ohne Generatordemontage austauschbar sind.
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Pitchantrieb (26) einen Gleichstrommotor aufweist.
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Pitchantrieb (26) einen Drehstrommotor aufweist
Windenergieanlage nach mindestens einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Pitchantrieb (26) ein hydraulisches Verstellsystem aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen Generator und Nabe (25) ein Getriebe ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine direkte Verbindung zur Nabe (25) aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine zweifache Lageranordnung zwischen Achse (28.1) und Welle (28.2) besitzt.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine Einlagerausführung (19) aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine Radialflussmaschine mit Innenläufer ist
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine Radialflussmaschine mit Außenläufer ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine Axialflussmaschine ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine Transversalflussmaschine ist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine Phasenzahl mit drei teilbar aufweist, und jedes 3-phasige Wicklungssystem eine symmetrische Anordnung am Stator besitzt, und der verbundene Wechselrichter Mittel (77.x) zur Abschaltung eines oder mehrerer dreiphasiger Module aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 55 bis 57, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator Permanentmagnete aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 67 dadurch gekennzeichnet, dass der stirnseitige Bereich der Permanentmagnete ein Schutzgitter gegen lose magnetisch leitende Teile aufweist.
Windenergieanlage nach Anspruch 67 dadurch gekennzeichnet, dass der Luftspalt (112.1) zwischen den Magneten (112) in radialer Umfangsrichtung ausgegossen ist.
Windenergieanlage nach wenigstens einem der Ansprüche 58 bis 69, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine ungefähr horizontale Achse aufweist.
Windenergieanlage nach wenigstens einem der Ansprüche 58 bis 69, dadurch gekennzeichnet, dass der Generator eine ungefähr vertikale Achse aufweist.