Die vorgelegte Arbeit stellt vier Verfahren für die Regelung der Umrichterströme einer doppelt-gespeisten Asynchronmaschine (DGASM) vor. Diese werden mit Hilfe von Simulationen mit Matlab/Simulink analysiert. Besondere Beachtung wird dabei dem Verhalten des Generators während unsymmetrischer Spannungseinbrüche im elektrischen Netz geschenkt. Die vorgestellten Regelungsverfahren haben zum Ziel Drehmoment- und Zwischenkreisspannungsschwingungen während solcher Fehlerfälle zu reduzieren und damit die zusätzlichen Belastungen des Systems zu verringern. Die feldorientierte Regelung (FOR) wird häufig zur Regelung von DGASMs in Windkraftanlagen eingesetzt und dient in dieser Arbeit als Vergleichsbasis. Die getrennte Regelung von Mit- und Gegensystemströmen in zwei entgegengesetzt rotierenden Koordinatensystemen wird im Rahmen der vorgelegten Arbeit als PN-Regelung (PNR) bezeichnet. Für diese Regelung werden vier PI-Regler verwendet. Im Gegensatz zur feldorientierten und zur PN-Regelung arbeitet die frequenzselektive Regelung (FSR) in einem ruhenden Koordinatensystem. In diesem werden die Umrichterströme als Wechselgrößen in alpha-beta-Komponenten geregelt. Die Kombination von frequenzselektiver und PN-Regelung ergibt die in dieser Arbeit als FS(PN)-Regelung bezeichnete Struktur, in der die Ströme ebenfalls in einem ruhenden Koordinatensystem als Wechselgrößen geregelt werden, wobei gezielt Sollwerte auch für die Gegensystemkomponenten vorgegeben werden. Sowohl theoretische Überlegungen als auch die durchgeführten Simulationen zeigen, dass die drei vorgeschlagenen alternativen Regelungsverfahren das Verhalten der DGASM während leichter Unsymmetrien verbessern können. Die möglichen Verbesserungen sind allerdings sowohl durch die vorhandene Hardware (Auslegung der Umrichter: maximal zulässige Ströme und Spannungen), durch die Regelungsverfahren selbst (zeitliche Verzögerungen durch die Berechnung der Mit- und Gegensystemkomponenten bei PN- und FS(PN)-Regelung) als auch durch Nichtlinearitäten des Systems (Sättigung der Hauptinduktivität der DGASM) begrenzt. Eine Anwendung der vorgestellten neuen Regelungsverfahren auf andere Probleme wie z.B. Photovoltaikwechselrichter oder Umrichter für Windkraftanlagen mit Vollumrichter erscheint dennoch vielversprechend.
Four different control strategies for the control of the inverter currents of a doubly-fed induction generator (DFIG) system are analysed and evaluated by means of simulation using Matlab/Simulink. Special attention is paid to the behaviour of the generator during asymmetrical grid voltage dips. Different control schemes are employed to reduce torque and DC-link voltage oscillations and the resulting additional loads on the system during such dips. The field-oriented control (FOC) scheme is the one usually deployed for the control of DFIGs in wind power plants and is used as the reference system within this study. The inverter currents are regulated by proportional-integral controllers (PI) in a rotating coordinate system in which they are represented by dq-components. These components are direct quantities. A positive-negative-sequence current control (PNC) strategy is used to control the positive-sequence currents and the negative-sequence currents separately in two contra-rotating coordinate systems using PI-controllers. In contrast to the first two control strategies, frequency-selective current controllers (FSC) serve to regulate the currents in a static coordinate system. In this case the currents are represented by two components which are alternating quantities. Combining the FSC and PNC strategies will produce frequency-selective positive-negative-sequence current controllers (FSC(PN)). These control the currents in a static coordinate system. The currents are represented by alternating components as in frequency-selective control but separate reference values for the negative-sequence currents are provided as in positive-negative-sequence control. Theoretical reasoning suggests and simulations prove that the three proposed alternative control strategies can improve the behaviour of DFIG-systems during slight asymmetries in the grid voltage. During severe dips the effect is limited by several constraints, namely by the inverter rating (limited inverter voltages and currents), by time delays introduced by the component calculation for PNC and FSC(PN) and by the nonlinear behaviour of the DFIG-system (saturation of mutual inductance). Nevertheless, the proposed novel control strategies could be applied beneficially to other systems, such as photovoltaic inverters or full-scale inverters for wind power plants.