BR112019017649A2 - Método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, parque eólico, e, instalação de energia eólica. - Google Patents

Abstract

a invenção se refere a um método para determinar a potência disponível de um parque eólico (112). o parque eólico compreende uma pluralidade de instalações de energia eólica (100) com um rotor (106) tendo pás de rotor (108), cujo ângulo de pá pode ser ajustado. a invenção também se refere a um parque eólico (112) que é configurado para realizar o método para determinar a potência disponível. o método tem uma etapa de prover uma matriz de sombreamento (200) que determina pelo menos uma velocidade do vento efetiva em cada uma das instalações de energia eólica (100) do parque eólico (112) como uma função de pelo menos uma direção do vento e velocidade do vento e regulação do parque eólico usando um modelo de funcionamento de parque. o método de acordo com a invenção possibilita determinar com precisão a potência disponível de um parque eólico (112) até mesmo quando o parque eólico (112) é operado com potência regulada.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR UMA POTÊNCIA DISPONÍVEL DE UM PARQUE EÓLICO, PARQUE EÓLICO, E, INSTALAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA [001] A presente invenção se refere a um método para determinar uma potência disponível de um parque eólico. A presente invenção também se refere a um parque eólico que é configurado para realizar o método para determinar uma potência disponível.

[002] Instalações de energia eólica são conhecidas e são usadas para gerar energia elétrica a partir do vento e para alimentai^- dita energia em uma rede de alimentação elétrica. Nesse caso, a energia elétrica a ser alimentada pode flutuar por vários motivos; por exemplo, regulação pode ser requerida devido à rede.

[003] Ambos os operadores de rede e de instalação portanto requerem cada vez mais que as instalações determinem uma assim chamada “potência disponível” que pode também ser referida como “P-available”. Enquanto o operador de rede está geralmente interessado em quais reservas de controle estão disponíveis na rede, o operador está principalmente interessado em descobrir quanto de receita é perdido por diferentes limitações. No entanto, o operador de rede não é ajudado por conhecer somente a potência contida no vento se a instalação deve funcionar de maneira limitada, por exemplo como resultado de problemas técnicos, e o operador não pode demandar essa potência disponível no vento.

[004] No entanto, o operador está interessado, por exemplo, em quanta potência está contida no vento e quanta receita ele perde como resultado de uma limitação da instalação. Nesse caso, surge então novamente a questão de quem é responsável por essas diferentes limitações possíveis, até 28 ou mais das quais pode ser identificadas, e que proporção das perdas de receita é suportada por que limitação, isto é, quem deve pagar pelos custos resultantes e em que proporção.

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2/40 [005] A f i m de reembolsar uma potência de reserva ou então no caso de uma redução de potência relacionada à rede, um sinal de “P-available” é demandado mais e mais frequentemente não apenas para as instalações individuais mas para todo o parque eólico. No caso de uma redução de potência, uma velocidade do vento aumentada do que no caso não reduzido atua em instalações de energia eólica no funcionamento de outras instalações. Uma estimativa de “P-available” com base em velocidades do vento medidas resultaria portanto em uma superestimação da potência disponível do parque visto que efeitos do parque não são levados em consideração.

[006] A presente invenção foi portanto baseada no objetivo de determinar com precisão uma potência disponível de um parque eólico até mesmo quando o parque eólico é operado com potência regulada.

[007] O objetivo é atingido, de acordo com a invenção, por meio de um método de acordo com a reivindicação 1. Modalidades preferidas são declaradas nas reivindicações dependentes.

[008] Por conseguinte, um método para determinar uma potência disponível de um parque eólico é provido, em que o parque eólico compreende uma pluralidade de instalações de energia eólica com um rotor tendo pás de rotor, cujo ângulo de pá pode ser ajustado. O método compreende prover ou usar uma matriz de sombreamento que determina pelo menos uma velocidade do vento efetiva de cada uma das instalações de energia eólica no parque eólico como uma função de pelo menos uma direção do vento e velocidade do vento e regulação do parque eólico usando um modelo de funcionamento de parque. O método determina a potência disponível do parque eólico com base na velocidade do vento efetiva.

[009] A matriz de sombreamento que é definida dessa forma vantajosamente possibilita levar em consideração os efeitos do parque que previamente resultaram em uma superestimação da potência disponível do parque. Dependendo da velocidade do vento e da direção do vento e da

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3/40 regulação do parque eólico, uma velocidade do vento efetiva da respectiva instalação de energia eólica no parque pode ser determinada, velocidade do vento efetiva a qual indica que velocidade do vento estaria disponível para essa instalação se o parque não foi operado de maneira regulada. As velocidades do vento que são reduzidas em uma potência não regulada, chamadas velocidades do vento efetivas, podem portanto ser vantajosamente determinadas com base na matriz de sombreamento. A potência disponível pode então ser determinada para todo o parque eólico usando métodos alternativos com base nas velocidades do vento efetivas das instalações individuais.

[0010] Os efeitos do sombreamento, que é referido como uma matriz de sombreamento e pode ser armazenada, por exemplo, como uma tabela ou como uma matriz na instalação de energia eólica individual ou em um controlador de parque, são calculados com antecedência para diferentes velocidades do vento e direções levando em consideração o modelo de funcionamento do parque. Como resultado do fato de que somente o valor pré-calculado pode então ser analisado com base na matriz de sombreamento a fim de determinar as velocidades do vento efetivas, simulação demorada dos efeitos de funcionamento no momento em que a potência disponível do parque eólico deve ser provida é dispensada. A potência disponível do parque eólico pode portanto ser provida substancialmente sem atraso.

[0011] A matriz de sombreamento é provida para o método em um controlador de parque ou um controlador de uma instalação de energia eólica individual e é diretamente usada para cálculos. Alternativa ou adicionalmente, a matriz de sombreamento é usada para calcular variáveis relevantes adicionais, como descrito com referência a modalidades adicionais, sem a matriz de sombreamento ter então que ser imediatamente provida para o propósito de determinar a potência disponível.

[0012] De acordo com um primeiro método a), o método para

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 13/68 determinar a potência disponível compreende as seguintes etapas:

determinar as instalações de energia eólica com influxo de vento l i vre para uma direção do vento particular, averiguar uma direção do vento e velocidade média do vento como um valor médio das direções do vento e velocidades do vento não perturbadas das instalações de energia eólica com influxo de vento livre, averiguar uma velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica pelo menos para cada uma das instalações de energia eólica sem influxo de vento livre da direção do vento e velocidade média do vento levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, averiguar uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efetiva averiguada, e averiguar a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica.

[0013] Esse método é baseado no conceito de calcular a média da direção do vento e velocidade do vento das instalações de energia eólica com influxo de vento livre. Aqui e dentro do escopo de todo o pedido, a palavra “média” não está restringida a um valor de média aritmética e outras formas de valores de média podem ser usados como fossem. As instalações de energia eólica com influxo de vento livre são aquelas instalações para as quais o vento incidindo nas instalações de energia eólica com influxo de vento livre não é influenciado por outras instalações de energia eólica ou outros obstáculos, por exemplo construções, elevações, etc., para uma direção do vento particular. De acordo com esse método, a velocidade do vento efetiva é averiguada para cada instalação de energia eólica levando em consideração a matriz de sombreamento para o valor médio calculado da direção e velocidade do vento. Esse método possibilita estimar a potência disponível de

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 14/68 maneira particularmente simples e adequada visto que a matriz de sombreamento é examinada para somente um valor da direção do vento e velocidade do vento, que é o mesmo para todas as instalações de energia eólica. No entanto, o método pressupõe que a presença de instalações com influxo de vento livre, que não é sempre o caso dependendo da direção do vento, por exemplo. Em particular, parques eólicos na vizinhança ou então condições geográficas podem garantir que não haja nenhuma instalação de energia eólica com influxo de vento li vre.

[0014] A velocidade do vento efetiva das instalações de energia eólica com influxo de vento livre pode de outro modo ser determinada levando a matriz de sombreamento em consideração. Esse procedimento é apropriado, em particular, se houver sombreamento conhecido fixo, por exemplo causado por influências do terreno ou construções. Alternativamente, a velocidade do vento averiguada da instalação de energia eólica associada com influxo de vento livre pode também ser diretamente estabelecida como a velocidade do vento efetiva.

[0015] De acordo com um segundo método b), o método para determinar a potência disponível compreende as seguintes etapas:

determinar as instalações de energia eólica com influxo de vento livre para uma direção do vento particular, determinar uma direção do vento e velocidade do vento de todas as instalações de energia eólica com influxo de vento livre, averiguar velocidades do vento efetivas de pelo menos cada uma das instalações de energia eólica sem influxo de vento livre levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado para cada uma das velocidades do vento determinadas e direções do vento das instalações de energia eólica com influxo de vento livre, averiguar uma velocidade do vento efetiva média específica à instalação, para pelo menos cada uma das instalações de energia eólica sem

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 15/68 influxo de vento livre, como um valor médio das velocidades do vento efetivas averiguado para cada instalação de energia eólica com influxo de vento li vre, averiguar uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efetiva média averiguada de maneira específica à instalação, e averiguar a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada instalação de energia eólica.

[0016] Em outras palavras, velocidades do vento efetivas de cada instalação são portanto averiguadas por meio da velocidade do vento determinada e direção do vento de cada uma das instalações de energia eólica com influxo de vento livre levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado. Em contraste ao primeiro método, matrizes de sombreamento são avaliadas repetidamente, ou seja, de acordo com o número de instalações de energia eólica com influxo de vento livre, para cada uma das instalações de energia eólica de acordo com o segundo método a fim de determinar uma pluralidade de velocidades do vento efetivas para cada instalação de energia eólica, ou seja, as velocidades do vento de cada uma das instalações de energia eólica com influxo de vento livre. O cálculo da média sobre as instalações de energia eólica com influxo de vento livre que é virtualmente obtido como resultado é portanto realizado de acordo com esse método somente após levar em consideração os efeitos de sombreamento que são levados em consideração para cada instalação de energia eólica independentemente para cada uma das velocidades do vento das instalações de energia eólica com influxo de vento livre. De acordo com o primeiro método, o cálculo da média já é realizado antes de levar em consideração os efeitos de sombreamento; especificamente, os efeitos de sombreamento são levados em consideração para cada instalação de energia eólica para uma velocidade média do vento de já calculada das instalações de

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 16/68 energia eólica com influxo de vento livre. O segundo método também requer a presença de instalações com influxo de vento livre.

[0017] Como em conexão com o primeiro método, as velocidades do vento averiguadas podem ser diretamente estabelecidas como a velocidade do vento efeti va para qualquer número desejado das instalações de energia eólica com influxo de vento livre, incluindo todas as instalações de energia eólica e nenhuma instalação de energia eólica. Da mesma maneira, a matriz de sombreamento pode também ser vantajosa para as instalações de energia eólica com influxo de vento livre, por exemplo se sombreamento conhecido estiver presente.

[0018] De acordo com um terceiro método c), o método para determinar a potência disponível compreende as seguintes etapas:

averiguar direções do vento e velocidades de vento individuais das instalações de energia eólica, calcular direções do vento e velocidades do vento modeladas com base em uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estabelecida levando em consideração a matriz de sombreamento e a regulação do parque eólico, otimizar a direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estabelecida com base em uma comparação das direções do vento e velocidades de vento individuais e das direções do vento e velocidades do vento modeladas, averiguar a velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica a partir da direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque otimizada levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, e averiguar uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efetiva averiguada, e

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 17/68 averiguar a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica.

[0019] O terceiro método pode ser resumido sob o termo de correlação ideal da direção e velocidade do vento para todas as instalações. Em comparação com os primeiro e segundo métodos, o terceiro método não requer qualquer instalação de energia eólica com influxo de vento livre, mas em vez disso direções do vento e velocidades do vento de todas as instalações de energia eólica são averiguadas. Uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estabelecida são otimizadas para o efeito que as velocidades do vento efetivas de cada instalação de energia eólica as quais podem ser determinadas usando a matriz de sombreamento se aproximam tanto quanto possível das direções do vento e velocidades de vento individuais. Nesse caso, a velocidade do vento efetiva no parque estabelecida é o valor ideal assumido, com base no qual a potência disponível no caso não regulado pode então ser determinada. O terceiro método é adequado, em particular, quando não há nenhuma instalação com influxo de vento livre no parque eólico.

[0020] De acordo com um quarto método d), o método para determinar a potência disponível compreende as seguintes etapas:

averiguar direções do vento e velocidades de vento individuais das instalações de energia eólica, inverter a matriz de sombreamento para cada uma das instalações de energia eólica a fim de estimar uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável com base na direção do vento e velocidade do vento individual na respectiva instalação de energia eólica e na regulação do parque eólico, calcular a média de todas as direções do vento e velocidades do vento efetivas no parque estimadas, averiguar a velocidade do vento efetiva de cada instalação de

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 18/68 energia eólica a partir da direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, e averiguar uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efetiva averiguada, e averiguar a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica.

[0021] O quarto método é baseado no fato de que a matriz de sombreamento é invertida de maneira específica à instalação de energia eólica a fim de obter um vento efetivo no parque estimado para um vento individual pertencendo a cada uma das instalações de energia eólica. Esses ventos efetivos no parque obtidos a partir de cada instalação têm a média calculada e são usados para estimar a velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica da matriz de sombreamento levando em consideração a potência não regulada. O quarto método também não requer qualquer instalação de energia eólica com influxo de vento livre e pode ser usado, por exemplo, como uma alternativa ao terceiro método ou então a um dos outros métodos. Em contraste ao terceiro método, a averiguação de acordo com o quarto método é realizada com base em uma inversão da matriz de sombreamento em vez de uma otimização de uma velocidade do vento efetiva no parque que foi estabelecida.

[0022] De acordo com um quinto método e), o método para determinar a potência disponível compreende as seguintes etapas:

determinar uma direção do vento e velocidade do vento para cada uma das instalações de energia eólica, inverter a matriz de sombreamento para cada uma das instalações de energia eólica a fim de estimar uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável com base na direção do vento e

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10/40 velocidade do vento individual na respectiva instalação de energia eólica e na regulação do parque eólico, averiguar a velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica a partir da direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável respectivamente estimada levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, e averiguar uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a respectiva velocidade do vento efetiva averiguada, e averiguar a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica.

[0023] Em suma, de acordo com o quinto método e), cada instalação determina sua participação da potência do parque com base em sua potência atual e sua potência disponível e a eficiência aerodinâmica do parque dependente da direção do vento válida para dita instalação. Para esse propósito, a matriz de sombreamento é individualmente invertida para cada uma das instalações de energia eólica com base na regulação e uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque constante são estimadas. Essa velocidade do vento efetiva no parque estimada é determinada para cada instalação independentemente e é calculada de volta novamente para a velocidade do vento fictícia da respectiva instalação que é efetiva no caso não regulado com o auxílio da matriz de sombreamento não regulada não invertida e a potência disponível é então inferida usando a curva de potência. Visto que nenhuma informação é requerida de instalações de energia eólica adicionais no parque eólico até determinar a potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica, essas etapas de acordo com o quinto método

e) podem também ser implementadas na instalação de energia eólica em si. Um computador do parque deve então somente somar os relatórios de potência das instalações de energia eólica individuais nesse caso.

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Altemativamente, o método de acordo com o quinto método e) pode naturalmente também ser implementado parcial ou completamente em um computador do parque.

[0024] Como uma modalidade possível, etapas individuais do método

e) podem também ser combinadas, possibilitando assim dispensar as variáveis intermediárias individuais citadas acima:

uma possível variante envolve combinar a matriz inversa, que é interpolada com base na potência regulada, e a matriz de sombreamento do fornecimento máximo não regulado tecnicamente possível como a eficiência aerodinâmica, de forma que a etapa intermediária relacionada à direção e velocidade do vento válida ao longo do parque pode ser dispensada na instalação ou no computador do parque e é requerida somente com antecedência para o cálculo das matrizes. Em outras palavras, de acordo com essa variante, a matriz de sombreamento e/ou a matriz de sombreamento inversa não precisa ser explicitamente expressada e armazenada com base na velocidade do vento, mas em vez disso implicitamente de acordo com a generalização usando a eficiência aerodinâmica. Isso pode simplificar computacionalmente a determinação da potência disponível do parque eólico em situações nas quais a velocidade do vento válida ao longo do parque não é requerida.

[0025] Uma segunda variante possível envolve também integrar a averiguação das potências disponíveis das instalações de energia eólica individuais com base na curva de potência no sistema de matriz e/ou integrar a determinação da potência disponível da instalação individual na etapa de computação. Isso produz um subsistema que compreende o ponto de trabalho atual (preferivelmente compreendendo a velocidade rotacional, ângulo de passo, torque aerodinâmico e/ou produção de potência e a limitação de potência P_ged_r) ou a velocidade do vento estimada a partir dessas variáveis como a variável de entrada e que calcula a velocidade do vento efetiva

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12/40 reduzida por efeitos de sombreamento e a potência disponível associada. [0026] Uma possível maneira de determinar a direção do vento e velocidade do vento é medindo a velocidade do vento usando um anemômetro tipicamente instalado na nacele de uma instalação de energia eólica. No entanto, tal medição, apesar de poder ser realizada com muita precisão usando anemômetros ultrassônicos modernos, pode ser usada somente até certo ponto para dita aplicação. Por outro lado, o anemômetro mede a velocidade do vento somente no centro do plano definido pelas pás de rotor. As velocidades do vento nas pontas de pá, que estão a 50 metros ou mais longe da nacele nas instalações de energia eólica atuais, não podem ser diretamente medidas. Além disso, a medição pode ser influenciada por turbulência e sombreamento como resultado da posição do anemômetro atrás das pás de rotor. Além disso, a velocidade do vento medida é influenciada por extração de energia do campo de vento, também com base na potência regulação.

[0027] Em uma modalidade, o método de acordo com a invenção também compreende:

determinar uma direção do vento e velocidade do vento, que atuam em média no rotor de uma instalação de energia eólica, com base em um ponto de trabalho da instalação de energia eólica para pelo menos uma das instalações de energia eólica.

[0028] Uma maneira possível de determinar a direção do vento e velocidade do vento de uma velocidade do vento não perturbada prevalecendo em uma instalação de energia eólica, que é preferível ao anemômetro de nacele, é baseada em um estimador de vento que é baseado no ponto de trabalho da instalação. A estimativa é referida como não perturbada visto que nenhuma interrupção como resultado de remoção de energia por meio do rotor ou efeitos de um arranjo de medição atrás do rotor, como por exemplo no caso do anemômetro de nacele, distorcer a velocidade do vento. No entanto, o termo “não perturbado” se refere à determinação da velocidade do

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 22/68 vento em si e não inclui qualquer efeito de funcionamento que é causado por outras instalações de energia eólica no parque.

[0029] O ponto de trabalho da instalação preferivelmente compreende um torque, uma velocidade rotacional e um ângulo de passo coletivo da instalação de energia eólica. A velocidade do vento não perturbada que atua em média em todo o rotor é averiguada com base nesse ponto de trabalho. Um coeficiente de potência, chamado coeficiente C_P, é preferivelmente usado para esse propósito e indica uma relação entre o vento soprando através da superfície de rotor e uma potência aerodinâmica da instalação de energia eólica. O coeficiente Cp preferivelmente depende do ângulo de passo e de uma razão de velocidade na ponta λ. A relação preferivelmente depende da superfície de rotor cruzada, do rotor e da velocidade do vento e pode ser indicada, por exemplo, por meio da seguinte fórmula:

. / , ' ÓOs/mm ’ I ¹ Acro ~ | ^{A J} I \ / [0030] A razão de velocidade na ponta é calculada a partir da razão da velocidade de ponta de pá de rotor para a velocidade do vento prevalente. A velocidade de ponta de pá de rotor pode ser calculada a partir do raio do rotor (%/.«) _{e uma} velocidade rotacional do rotor ^_RotOrf _α denota um ângulo de passo coletivo das pás de rotor. & _a potência aerodinâmica gerada pela instalação de energia eólica, P denota a densidade do ar.

[0031] Em uma modalidade, a velocidade do vento atuando em média no rotor da instalação de energia eólica é determinada por meio de pelo menos um dos seguintes métodos:

interpolação de tabelas pelo menos tridimensionais da velocidade do vento como uma função de uma velocidade rotacional, uma potência aerodinâmica e um ângulo de passo, iteração baseada em uma família de características como uma

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 23/68 / 40 função de uma razão de velocidade na ponta e um ângulo de passo.

[0032] Uma resolução direta do balanço de potência, por exemplo de acordo com a fórmula anterior, de acordo com a velocidade do vento não é possível visto que ambas a razão de velocidade na ponta e a potência aerodinâmica em si dependem cada uma da velocidade do vento. De acordo com essa modalidade, métodos que podem ser usados para determinar a velocidade do vento atuando no rotor são portanto propostos. Tabelas pelo menos tridimensionais da velocidade do vento como uma função de uma velocidade rotacional _a potência aerodinâmica _{e o} ângulo de passo ^(a) podem ser representadas, por exemplo, com a seguinte equação:

[0033] Uma interpretação dela é realizada com pouco esforço computacional e o armazenamento das tabelas tridimensionais requer diferentes volumes de dados, dependendo da resolução.

[0034] Adicional ou altemativamente, a velocidade do vento pode ser iterativamente determinada a partir da família Cp de características, por exemplo de acordo com o método de Newton ou outro método de iteração.

[0035] Em uma modalidade, é possível mudar entre o primeiro método, que é baseado na medição da velocidade do vento do anemômetro, e o segundo método, que é baseado no ponto de trabalho da instalação de energia eólica, dependendo do corte, da razão de velocidade na ponta e/ou do ângulo de passo. No caso de corte severo, baixas razões de velocidade na ponta e grandes ângulos de passo em particular, o método baseado na família de características se toma mais incerto e pode ser vantajosamente substituído com a medição da velocidade do vento nessas faixas.

[0036] Em uma modalidade, o método também compreende corrigir a direção do vento e velocidade do vento, em particular uma direção do vento e velocidade média do vento calculada, e/ou a potência disponível para pelo menos uma das instalações de energia eólica com base na propagação do

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15/40 campo de vento através do parque.

[0037] Em relação ao primeiro método descrito a) e o segundo método b), em particular, em que somente o vento prevalente nas instalações com influxo de vento livre é levado em consideração, deve-se notai’ que o vento que é capturado pelas instalações com influxo de vento livre regularmente não corresponde ao vento capturado por instalações mais atrás na direção de influxo, mesmo sem levar em consideração efeitos de funcionamento. Mudanças no vento continuam com um atraso de tempo através de todo o parque, começando com as instalações com influxo de vento livre. Em outras palavras, as instalações no funcionamento das instalações com influxo de vento livre “sentem” o vento das instalações com influxo de vento livre com um atraso de tempo. A propagação da potência disponível, a velocidade do vento efetiva e/ou a direção do vento é preferivelmente levada em consideração para a correção.

[0038] Em uma modalidade, a correção é realizada na forma de um valor de média móvel ponderada. A influência de valores de vento mais antigos portanto preferivelmente desaparece com o decorrer do tempo, como resultado do qual a extensão finita do parque eólico e portanto a situação na qual a mudança no vento continuou ao longo de todo o parque são levadas em consideração.

[0039] Em uma modalidade, o valor de média móvel é adaptado com base em um tempo de fluxo, em particular uma média da velocidade do vento. Isso preferivelmente possibilita levar em consideração o fato de que mudanças no vento têm uma maior influência no valor médio do vento prevalecendo no parque, quanto maior a velocidade do vento ou o menor o tempo de fluxo através do parque eólico, visto que a mudança se propaga mais rapidamente ao longo de todo o parque. Alternativa ou adicionalmente, o valor de média móvel pode ser adaptado com base na direção do vento absoluta, por exemplo se o trajeto para a propagação completa de uma

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 25/68 / 40 mudança não é o mesmo em todas as direções do vento, como é geralmente o caso.

[0040] Em uma modalidade, o método implementa pelo menos dois dos métodos a) a e) e um teste de comparação entre os pelo menos dois métodos é possibilitado e/ou um dos métodos implementados é selecionado com base em um parâmetro. Por exemplo, um do primeiro método a) e do segundo método b) pode ser usado sempre que um número suficiente de instalações com influxo de vento livre pode ser encontrado para um vento particular. Se, em contraste, nenhuma instalação com influxo de vento livre pode ser encontrada, por exemplo por conta de uma estrutura de terreno ou um parque eólico adjacente, o método pode mudar para um do terceiro método c) ao quinto método e).

[0041] Em uma modalidade, a matriz de sombreamento é armazenada para cada instalação de energia eólica como uma tabela com base na direção e velocidade do vento efetiva no parque e uma potência máxima do parque.

A matriz de sombreamento provê a velocidade do vento efetiva de cada uma das instalações de energia eólica usando um modelo de funcionamento de parque. Os efeitos de funcionamento devem levar em consideração parques eólicos regulados, que é porque a matriz de sombreamento é preferivelmente armazenada com base na potência máxima do parque ou na potência máxima de instalação. A potência máxima do parque deve ser entendida aqui como significando o valor de potência que não deve ser excedido como resultado de, por exemplo, restrições tecnicamente ditadas, por exemplo por motivos de proteção sonora. A potência máxima do parque é portanto um valor que é possivelmente reduzido em comparação com o valor de uma potência nominal. O número de pontos de suporte do cálculo é preferivelmente adaptado a condições; por exemplo, uma resolução alta da direção do vento é decisiva no caso de um arranjo de matriz estrito. O número de pontos de suporte da potência máxima do parque ou a regulação do parque eólico

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17/40 podem ser selecionados de acordo com a sensibilidade do cálculo, por exemplo.

[0042] A matriz de sombreamento portanto preferivelmente possibilita obter pelo menos uma velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica com base em uma velocidade do vento, uma direção do vento e regulação do parque eólico como parâmetros de entrada. A matriz de sombreamento não está restringida a esses parâmetros de entrada e saída; alternativa ou adicionalmente, outras variáveis, preferivelmente variáveis de medição, podem ser incorporadas como parâmetros de entrada e saída. Por exemplo, um ponto de trabalho e/ou uma potência de instalação pode tomar o lugar das velocidades do vento, em particular como uma variável de entrada.

[0043] A matriz de sombreamento é preferivelmente determinada, como uma alternativa ou em adição à potência máxima do parque, com base em uma potência máxima de instalação de cada instalação de energia eólica. Regulação do parque eólico pode ser representada de maneira mais precisa individualizando a regulação do parque eólico para as instalações individuais.

[0044] Em uma modalidade, o modelo de funcionamento do parque é adaptativo; em particular, um método de autoaprendizagem para adaptação a mudanças no ambiente e/ou para corrigir erros no modelo de funcionamento do parque é implementado.

[0045] E prática conhecida usar modelos de funcionamento estáveis na avaliação de local de parques eólicos para o propósito de prognosticar o rendimento e determinar a turbulência e cisalhamento. Modelos de funcionamento estáveis compreendem, por exemplo, o modelo de funcionamento Ainslie, Jensen ou Frandsen; simulações CFD são também usadas para terreno complexo. O cálculo do modelo de funcionamento do parque é dependente do arranjo das instalações de energia eólica no parque e em condições geográficas. Os efeitos de funcionamento são indicados, em

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18/40 particular, com base na velocidade do vento e na direção do vento.

[0046] Em virtude do modelo de funcionamento do parque ser realizado de maneira adaptativa, erros e imprecisões que estão possivelmente presentes no modelo usado podem ser vantajosamente corrigidos adaptando o modelo. Por exemplo, isso possibilita reagir apropriadamente a instalações de energia eólica que foram erguidas recentemente no ambiente do parque eólico ou a uma mudança na estrutura geográfica como resultado de construção civil e/ou desflorestamento. A adaptação pode ser vantajosamente implementada usando todos os métodos de autoaprendizagem conhecidos.

[0047] Em uma modalidade, diferentes matrizes de sombreamento são providas com base em diferentes modelos de funcionamento de parque, em que uma das matrizes de sombreamento é selecionada com base em um parâmetro, em particular um parâmetro indicativo de estabilidade atmosférica, ou é interpolada entre as tabelas.

[0048] O parâmetro indicativo de estabilidade atmosférica pode ser extraído, por exemplo, de uma previsão do tempo ou pode ser determinado de outra maneira por meio de instrumentos de medição adequados no ambiente do parque eólico. O parâmetro preferivelmente compreende um gradiente de temperatura sobre a elevação, que difere consideravelmente no caso de estratificação de ar estável daquele no caso de estratificação de ar instável, ou uma intensidade de turbulência medida ou prognosticada ou a energia cinética turbulenta. Alternativa ou adicionalmente, é possível distinguir entre dia e noite visto que é conhecido que estratificação de ar à noite é mais estável do que durante o dia. Em um exemplo, duas matrizes de sombreamento diferentes podem ser providas e, em exemplos adicionais, três ou mais matrizes de sombreamento diferentes podem também ser providas com base em diferentes parâmetros indicativos de estabilidade atmosférica.

[0049] Em uma modalidade, os diferentes modelos de funcionamento de parque são baseados em diferentes constantes de decaimento de

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19/40 funcionamento em cada caso. A constante de decaimento de funcionamento indica quão profundamente a velocidade do vento diminui no funcionamento da instalação de energia eólica e quão rapidamente a turbulência gerada por uma instalação de energia eólica é cancelada seguindo a instalação de energia eólica. Esse cancelamento é dependente de parâmetros meteorológicos tal como a estabilidade atmosférica, por exemplo.

[0050] Em uma modalidade, o método compreende filtragem passabaixa para corrigir erros, em particular na potência disponível estimada. Mudanças de curto prazo e alta frequência baseadas, por exemplo, em erros ou respostas transientes são desconsideradas por meio da filtragem passabaixa e não resultam em um prejuízo na estimativa.

[0051] Em uma modalidade, a potência disponível do parque eólico é provida substancialmente em tempo real. Em virtude do sinal sendo provido substancial mente em tempo real, os requisitos de operadores de rede, em particular para pagamentos de compensação no caso de sobrecarga de rede, e do controle de instalação, em particular para provisão de potência de balanceamento positivo ou para provisão de potência de balanceamento negativo, por exemplo, podem ser cumpridos. Os requisitos para “substancialmente” em tempo real são impostos pela aplicação e a solução de acordo com a invenção possibilita cumprimento em virtude do fato de que nenhuma simulação demorada e nenhum cálculo complicado no tempo de funcionamento são necessários para prover a potência disponível do parque eólico ou variáveis que permitem somente cálculos retrospectivos são usados.

[0052] Em uma modalidade, a densidade do ar, por exemplo determinada pela pressão do ar e/ou pela temperatura, é levada em consideração ao averiguar a potência disponível de uma das instalações de energia eólica. A potência disponível pode ser determinada mais precisamente levando em consideração a densidade do ar.

[0053] Em uma modalidade, uma direção do vento efetiva de cada

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20/40 instalação de energia eólica é averiguada levando em consideração uma matriz de sombreamento estendida. Em adição à velocidade do vento, a direção do vento efetiva é portanto também obtida nessa modalidade com base na matriz de sombreamento que pode ser vantajosamente usada para avaliações adicionais visto que a direção do vento das instalações individuais podem diferir consideravelmente uma da outra, em particular em terreno complexo. Alternativa ou adicional mente, uma potência e/ou uma veloci dade do vento não perturbada de cada instalação de energia eólica, que é i mportante ao alcançar a potência máxi ma em particular, pode ser inferida em modalidades adicionais por meio da matriz de sombreamento.

[0054] Em uma modalidade, as perdas de uma rede do parque eólico são levadas em consideração. Isso resulta em uma averiguação mais precisa da potência disponível no parque.

[0055] Em uma modalidade, limitações adicionais das instalações de energia eólica no parque eólico, em particular limitações que não são devidas à rede ou potência de balanceamento, são levadas em consideração, incluindo aquelas por razões técnicas, manutenção, operação de som reduzido e/ou sombreamento.

[0056] O objetivo é também atingido, de acordo com a invenção, por meio de um parque eólico tendo uma pluralidade de instalações de energia eólica, em que o parque eólico tem um controlador. O controlador é configurado para realizar o método de acordo com a invenção.

[0057] O objetivo é também atingido por meio de uma instalação de energia eólica em um parque eólico de acordo com a invenção, em que a instalação de energia eólica tem um controlador, em que o controlador é projetado para averiguar uma potência disponível de acordo com método e) do método de acordo com a invenção.

[0058] Configurações e vantagens adicionais são descritas a seguir com referência às figuras anexas.

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21/40 [0059] A fig. 1 mostra de forma esquemática uma instalação de energia eólica, a fig. 2 mostra de forma esquemática um parque eólico.

a fig. 3 mostra de forma esquemática um primeiro método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, a fig. 4 mostra de forma esquemática um segundo método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, a fig. 5 mostra de forma esquemática um terceiro método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, a fig. 6 mostra de forma esquemática um quarto método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, a fig. 7 mostra de forma esquemática um quinto método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, a fig. 8 mostra de forma esquemática um sexto método para determinar uma potência disponível de um parque eólico, e a fig. 9 mostra um diagrama de blocos para explicar o algoritmo no qual a determinação da velocidade do vento equivalente é baseada.

[0060] A figura 1 mostra uma ilustração esquemática de uma instalação de energia eólica 100. A instalação de energia eólica 100 tem uma torre 102 e uma nacele 104 na torre 102. Um rotor aerodinâmico 106 tendo três pás de rotor 108 e um cone de hélice 110 é provido na nacele 104. O rotor aerodinâmico 106 é feito girar pelo vento durante operação da instalação de energia eólica e portanto também gira um rotor eletrodinâmico de um gerador que é diretamente acoplado ao rotor aerodinâmico 106. O gerador elétrico é arranjado na nacele 104 e gera energia elétrica.

[0061] A fig. 2 mostra um parque eólico 112 tendo, a título de exemplo, três instalações de energia eólica 100, que podem ser idênticas ou diferentes. As três instalações de energia eólica 100 são portanto

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 31/68 representativas de fundamentalmente qualquer número desejado de instalações de energia eólica em um parque eólico 112. As instalações de energia eólica 100 proveem sua potência, ou seja, a corrente gerada em particular, por intermédio de uma rede elétrica de parque 114. Neste caso, as correntes ou potências respectivamente geradas pelas instalações de energia eólica individuais 100 são somadas e um transformador 116 é usualmente provido e transforma para cima a tensão no parque, a fim de alimentá-la então à rede de distribuição 120 no ponto de alimentação 118, que é também geralmente referido como PCC. A fig. 2 é somente uma ilustração simplificada de um parque eólico 112, que não mostra um controlador, por exemplo, embora um controlador esteja presente naturalmente. A rede de parque 114, pode também ser configurada de maneira diferente, por exemplo, em virtude de um transformador estar também presente na saída de cada instalação de energia eólica 100, para nomear somente uma outra modalidade exemplar.

[0062] O parque eólico 112 pode ser operado com potência reduzida, por exemplo no caso de uma redução de potência relacionada à rede. Nesse caso, uma ou mais ou todas as instalações de energia eólica 100 opera(m) com uma potência que é abaixo da potência possível para a situação de vento. A fim de prover um sinal ^avaiÍable, instalações de energia eólica devem também ser capazes de averiguar sua potência disponível durante tal operação de potência reduzida. Como mencionado, instalações de energia eólica 100 no funcionamento veem uma maior velocidade do vento durante a redução de potência do que no caso não reduzido, o que resulta em uma superestimação da potência disponível do parque. O objetivo do método para determinar uma potência disponível de um parque eólico 112 é portanto obter a potência disponível de um parque eólico, como a soma das potências das instalações de energia eólica, levando em consideração o efeito de parque, com base em, por exemplo, uma força de cisalhamento, um modelo de terreno e um plano de

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23/40 parque para a dada potência de parque regulada, direção do vento e velocidade do vento.

[0063] De acordo com a invenção, essa consideração é efetuada, como descrito com referência às figuras subsequentes, usando uma matriz de sombreamento 200 que determina pelo menos uma velocidade do vento efetiva de cada uma das instalações de energia eólica 100 no parque eólico 112 como uma função de pelo menos uma direção do vento e velocidade do vento e regulação do parque eólico usando um modelo de funcionamento de parque. Vários métodos para implementar a matriz de sombreamento 200 são descritos em detalhes a seguir com referência às figuras 3 a 8.

[0064] A fig. 3 mostra de forma esquemática um primeiro método a) para determinar a potência disponível do parque eólico 112 usando a matriz de sombreamento 200. As bordas com cantos arredondados nas figuras esquematicamente combinam uma responsabilidade hierárquica ou estrutural do parque eólico, do controlador de instalação individual e do controlador de parque ou do computador do parque relacionado a etapas de método ou cálculos individuais.

[0065] O parque eólico 112 mostrado na fig. 3 e também nas figuras subsequentes 4 a 8 compreende nove instalações de energia eólica 100 que são arranjadas em um arranjo de matriz estrito. Não é preciso dizer que esse é somente um exemplo muito simples de um parque eólico real 112 e o ensinamento de acordo com a invenção pode de outro modo ser aplicado a qualquer parque eólico desejado. O parque eólico 112 simbolicamente tem influxo de vento 130 da esquerda, com o resultado de que três instalações de energia eólica 132 têm influxo de vento livre. As instalações de energia eólica adicionais 134 estão no funcionamento das instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre e experimentam uma velocidade do vento reduzida.

[0066] Em uma primeira etapa 310, as instalações 132 com influxo de

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 33/68 vento livre são selecionadas ou determinadas a partir das instalações de energia eólica 100. A determinação na etapa 310 é realizada com base na direção do vento.

[0067] Na etapa 320, uma direção do vento e velocidade do vento não perturbada das instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre são então determinadas. A direção do vento e velocidade do vento não perturbada corresponde à velocidade do vento que não é influenciada pelo rotor. É preferivelmente averiguado usando o estimador de vento que é descrito em detalhes com referência à fig. 9. Alternativamente, a velocidade do vento não perturbada pode também ser determinada por meio de anemômetros e semelhantes encaixados na instalação de energia eólica com correções adequadas.

[0068] As direções do vento e velocidades do vento não perturbadas averiguadas ^v&Aíte·¹··^· têm a média calculada em urna etapa 330 a fim de obter uma direção do vento e velocidade média do vento . Na fig. 3, a direção do vento e velocidade do vento são representadas como um vetor do vento, por exemplo. O valor médio é representado como a soma do vetores do vento divididas pelo número de instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre. Deve-se notar que essa formação de um valor médio é somente um exemplo e outras funções podem também ser usadas de maneira similar para formar o valor médio. Juntamente com a direção do vento e velocidade média do vento . uma potência durante a operação não limitada do parque eólico ^nom é usada em uma etapa 340 para obter velocidades do vento efetivas ^V}-ⁿ de cada instalação de energia eólica levando em consideração a matriz de sombreamento 200. Operação não limitada está presente se o parque eólico é operado com a potência máxima permitida e não p

com uma potência regulada menor ^gedr, por exemplo por conta de requisitos de rede.

[0069] Como uma alternativa a todas as instalações de energia eólica,

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25/40 as instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre podem ser completa ou parcialmente excluídas da etapa 340 e a potência disponível das instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre pode ser averiguada diretamente com base na curva de potência para a velocidade do vento determinada na etapa 320, isto é, a velocidade do vento determinada na etapa 320 corresponde à velocidade do vento efetiva para as instalações de energia eólica com influxo de vento livre nessa modalidade.

[0070] Em uma etapa 350, a velocidade do vento efetiva ^,λί··^η de cada instalação de energia eólica é corrigida por conta de propagação do campo de vento através do parque. Um tempo de fluxo através do parque é determinado, por exemplo, como o quociente da extensão do parque eólico 112 na direção de influxo para a velocidade do vento, por exemplo a velocidade do vento estimada. Outras possibilidades para correção na etapa 350 são também possíveis. A correção na etapa 350 corresponde a um atraso de fluxo dependente da disposição do parque através do parque eólico.

[0071] As velocidades do vento efetivas corrigidas são então transformadas na etapa 360 em valores de potência dependentes da instalação com base nas curvas de potência , são somadas e são transferidas para uma p potência disponível no parque , [0072] A fig. 4 mostra de forma esquemática um segundo método b) para determinar uma potência disponível de um parque eólico 112. Como no primeiro método a), as instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre são primeiramente determinadas de acordo com o segundo método b) na etapa 310 e sua direção do vento e velocidade do vento são determinadas na etapa 320.

[0073] Uma velocidade do vento efetiva é determinada para cada uma das velocidades do vento determinadas e direções do vento das instalações de energia eólica com influxo de vento livre na etapa 430 para cada instalação de energia eólica 100 usando uma matriz de sombreamento

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200 para um parque eólico não regulado. Portanto, para cada uma das ⁿ instalações de energia eólica 100 no parque eólico 112 do número de instalações de energia eólica com influxo de vento livre ^Hfrei, velocidades do vento efetivas são por conseguinte determinadas na etapa 430.

[0074] Para cada uma das instalações de energia eólica, um valor médio das velocidades do vento efetivas para essa instalação de energia eólica é então determinado na etapa 440 e a potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica é averiguada com base em sua curva de potência para a velocidade do vento efetiva média averiguada de maneira específica à instalação.

[0075] Em uma modalidade alternativa, as instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre podem ser completa ou parcialmente excluídas das etapas 430 e 440 e a potência disponível das instalações de energia eólica 132 com influxo de vento livre pode ser diretamente determinada com base na curva de potência para a velocidade do vento determinada na etapa 320.

[0076] As potências disponíveis averiguadas ^!··« são corrigidas em uma etapa 450, que corresponde a um atraso de fluxo dependente da disposição do parque através do parque eólico, como na etapa 350. A p diferença é somente que, no segundo método b), as potências disponíveis são corrigidas em vez das velocidades do vento averiguadas efetivas ^Vi-ⁿ. [0077] Finalmente, as potências disponíveis são somadas na etapa 460 a fim de obter a potência disponível do parque eólico 112.

[0078] A fig. 5 mostra de forma esquemática um terceiro método c) para determinar uma potência disponível do parque eólico 112. Em contraste ao primeiro método a) e ao segundo método b), todas as instalações de energia eólica 100 no parque eólico 112 são selecionadas no terceiro método

c) na etapa 510 e sua direção do vento e velocidade do vento são determinadas na etapa 520. O método para averiguar as direções do vento e

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 36/68 velocidades do vento não perturbadas ^x'^sd^--ⁿ e a etapa 520 pode corresponder ao método na etapa 320, isto é, pode ser realizada, por exemplo, com o auxílio do estimador de vento que é descrito com referência à fig. 9. [0079] O terceiro método c) é um método de iteração que é alvejado correlacionando otimamente a direção e velocidade do vento para todas as instalações de energia eólica. Para esse propósito, uma velocidade do vento

---------->

do parque efetiva ^vpark é estabelecida e velocidades modelos de cada instalação de energia eólica são determinadas na etapa 530 para uma potência regulada °^edr com base na matriz de sombreamento 200. As direções do vento e velocidades do vento modeladas resultantes da velocidade do parque ^vpark que foi estabelecida são correlacionadas com as velocidades de vento individuais não perturbadas e direções do vento _{e uma} medida da correlação de ambas variáveis é determinada na etapa 540. No exemplo na fig. 5, uma distância quadrática é determinada a partir de ambas, distância a qual pretende-se que seja tão curta quanto possível a fim de atingir urna correlação ideal. Para esse propósito, a velocidade do vento do parque ^vpark que foi estabelecida é adaptada até a correlação atingir uma qualidade particular. Todos os algoritmos de otimização iterativos podem ser usados como uma alternativa para os métodos pelo menos quadrados mostrados.

[0080] A velocidade do vento efetiva no parque ^Vpark otimizada é então determinada na etapa 550 levando em consideração a matriz de p sombreamento 200 e, para um parque eólico não regulado com potência ^Kom, a velocidade do vento efetiva ^v,: de cada instalação de energia eólica é determinada.

P [0081] A potência disponível do parque p_0C[_e então ser determinada e somada na etapa 560 usando as curvas de potência e as velocidades do vento averiguadas efetivas de cada uma das instalações de energia eólica.

[0082] A fig. 6 mostra de forma esquemática um quarto método d)

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28/40 para averiguar as potências disponíveis ^Iverf«’^Fark do parque eólico 112. As etapas 510 e 520 correspondem às etapas mostradas na fig. 5.

[0083] As direções do vento e velocidades de vento individuais ^vschã_R,i..n _sao fornecidas, na etapa 630, para uma matriz de sombreamento invertida 200’ a fim de estimar uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável ^Farkg-ⁿ juntamente com a potência regulada ^gedr. A matriz de sombreamento 200 é invertida de maneira específica à instalação a fim de chegar na matriz de sombreamento 200’.

[0084] A velocidade do vento efetiva no parque estável ' estimada para cada instalação de energia eólica tem a média calculada na etapa 640 e a velocidade média do vento efetiva no parque calculada ^Vpark & usada na etapa 650 para determinar velocidades do vento efetivas ^V1-ⁿ de cada instalação de energia eólica usando a matriz de sombreamento 200 para um parque eólico não regulado com uma potência máxima ^Pnam. Na etapa 660, as velocidades do vento efetivas ^V1-ⁿ são então usadas para determinar a potência disponível do parque eólico _usando as respectivas curvas de potência e subsequente somatório.

[0085] A Fig. 7 mostra de forma esquemática um quinto método e) para averiguar a potência disponível _{j₀ p_arq_ue eólico 112. Em contraste aos primeiro a quarto métodos, uma grande parte do método e) pode ser implementada em um controlador da instalação de energia eólica 100 visto que nenhuma informação de operação relacionada às outras instalações de energia eólica é requerida. Mais especificamente, todas as etapas combinadas em 710 podem ser implementadas na instalação de energia eólica individual. Cada instalação de energia eólica averigua uma potência disponível ^verfg·' com base em velocidades de vento individuais averiguadas e direções do vento ^Vsdi^^g levando em consideração o sombreamento atuando na instalação individual, que é resumido como a eficiência aerodinâmica do parque no colchete 750. Na etapa 720, a estimativa específica à instalação inclui uma

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29/40 estimativa usando a matriz de sombreamento invertida 200’ com potência regulada ^gedr a fim de estimar uma velocidade do vento efetiva no parque ^vpark. Isso é então usado na etapa 730 para inferir a velocidade do vento efetiva na instalação usando a matriz de sombreamento 200 e a potência tecnicamente possível ou a potência nominal ^nom. A velocidade do vento efetiva na instalação '^>s é então usada na etapa 740 para estimar a potência p disponível usando a curva de potência. O controlador de parque 760 deve então incluir somente os sinais da potência disponível que são transmitidas pelas instalações de energia eólica individuais 100, na etapa 770. A matriz de sombreamento 200 e a matriz de sombreamento invertida 200’ podem ser providas de maneira específica à instalação nesse método e) e podem ser implementadas em controladores das respectivas instalações de energia eólica 100.

[0086] A fig. 8 mostra um método adicional f) que é uma variação do método e) e, em vez de as velocidades específicas à instalação leva em consideração o sombreamento com base no valores de potência. No método f) também, o controlador de parque eólico 760 deve somente somar os sinais individuais de potência disponível providos pelas instalações na etapa 770. As etapas restantes podem ser implementadas na instalação de energia eólica individual de maneira similar ao método e). Na etapa 810, uma potência disponível é calculada com base no ponto de trabalho e opcionalmente com base em sinais de sensor da instalação de energia eólica. A potência disponível ^verfg que é individualmente calculada para todas as instalações é usada, juntamente com a direção do vento determinada e o ângulo de passo, na etapa 820 para levar em consideração os efeitos de sombreamento e para prover uma potência disponível ^verfg·¹ corrigida por efeitos de sombreamento.

[0087] O método f) combina etapas individuais do método e) em uma etapa 820; em particular, a matriz de sombreamento inversa 200’, que é

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30/40 interpolada com base na potência regulada, e a matriz de sombreamento 200 do fornecimento máximo não regulado tecnicamente possível são combinados de tal maneira que a etapa intermediária usando a direção e velocidade do vento válida ao longo do parque no método e) pode ser dispensada na instalação ou no computador do parque e é requerida somente para o cálculo (pontual) das matrizes 200, 200’.

[0088] Para a matriz de sombreamento, uma combinação para formar uma eficiência aerodinâmica, que somente implicitamente depende da velocidade do vento, é portanto realizada na etapa 820. Além do ângulo de passo ^a, o ângulo de passo mínimo para o qual a instalação de energia eólica seria operada no caso de potência não reduzida, isto é, com o fornecimento máximo tecnicamente possível, é provido.

[0089] Como já declarado no início, uma velocidade do vento determinada por um anemômetro de nacele é regularmente perturbada por efeitos do rotor. Além disso, os valores medidos de um anemômetro de nacele têm uma boa correlação com os valores de potência reais de uma instalação de energia eólica somente no caso de calcular a média em longos períodos de 10 minutos e mais e não são portanto particularmente bem adequados para determinar a potência atualmente disponível, como podem também ser reunidos da referência [1]. Além disso, a medição de anemômetro é profundamente dependente de uma redução de potência e influências adicionais que não podem ser usadas para corrigir sinais ou podem ser usadas somente com dificuldade.

[0090] Uma segunda possibilidade, como similarmente declarado no início, é portanto calcular a potência disponível ou a velocidade do vento não perturbada individual da potência da instalação de energia eólica atual (por exemplo a potência de uma instalação de energia eólica com conversor de grande escala que é alimentada no circuito intermediário de CC) e o ângulo de pá da instalação de energia eólica, que é descrito a seguir com referência à fig.

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9.

[0091] Se a potência de uma instalação de energia eólica é limitada abaixo da potência disponível, o fornecimento de potência mecânica deve ser reduzido. Isso pode ser realizado aumentando o ângulo de pá. Nesse caso, a redução no coeficiente de potência aerodinâmica com um aumento no ângulo de pá α geralmente depende da razão de velocidade na ponta λ.

[0092] Se uma instalação de energia eólica é agora continuamente operada na mesma razão de velocidade na ponta, em particular na razão de velocidade na ponta ideal ^°^pt, até mesmo no caso de velocidades do vento variadas como resultado de potência conhecida ou controle de velocidade rotacional, uma redução de potência fixa resulta do aumento no ângulo de pá em relação a um ângulo de pá ideal particular ^a°^p‘. Se o efeito redutor de potência é determinado para cada ângulo de pá, a potência disponível pode ser calculada a partir da potência de instalação de energia eólica atual ^'^sí e do coeficiente de redução de potência ^cP(^Pi-^a^‘ ^cf.ÍÂ_Pv^a _0PI) ₍]_{e acorc}[_o com a seguinte fórmula:

Úvr

Ί-έ(α) [0093] No entanto, uma razão de velocidade na ponta constante não pode ser mantida sob todas as condições de operação. Desvios do ideal podem ocorrer, em particular no caso de corte severo. Por conta da relação inversamente proporcional entre o coeficiente de redução de potência, e a potência disponível estimada, pequenos desvios no coeficiente de redução de potência assumido podem já resultar aqui em erros ao calcular a potência disponível, em particular no caso de corte severo.

[0094] A fim de resolver isso, um algoritmo é agora proposto que pode estimar a potência disponível com base na velocidade do vento e portanto em todos os pontos de operação de uma instalação de energia eólica de forma tão confiável quanto possível.

[0095] A fig. 9 portanto mostra um diagrama de blocos 1 de um

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32/40 algoritmo proposto e portanto de um método proposto para determinar uma velocidade do vento equivalente que podem ser usados como uma velocidade do vento não perturbada ^v&hãa de acordo com os métodos descritos acima.

[0096] Dois observadores que observam ou estimam outros valores que não podem ser medidos com base variáveis de medição particulares são usados em dito algoritmo.

[0097] O observador de potência 2 ilustrado na fig. 9 determina a potência interna disponível, como a potência ^ava’^DC disponível no circuito intermediário de tensão CC, da potência ^DC alimentada no circuito intermediário de tensão CC e medida e a velocidade rotacional do rotor ^ω.

[0098] As variáveis de velocidade rotacional e potência no circuito intermediário de CC ^} são portanto capturadas por meio de medição. A velocidade rotacional do gerador corresponde à velocidade rotacional do rotor se não há nenhuma transmissão. A potência interna disponível ^ανα·^ΙΧ é determinada ou calculada a partir da mesma com o auxílio do observador de estado 2, potência interna disponível a qual pode também ser referida como a potência aerodinâmica disponível baseada no circuito intermediário ^v , isto é, corresponde à potência aerodinâmica menos as perdas do gerador e possivelmente menos perdas adicionais tais como perdas por atrito ou conversão de corrente.

[0099] O observador de potência pode ser baseado na seguinte descrição de sistema simplificada que pode também ser referida como uma equação de aceleração de um sistema de massa simples rotativo:

Jói-i ,-P.) mecn ei - mecn et ^z

Ü) [00100] Nessa fórmula, I denota o momento de inércia das massas rotativas da instalação de energia eólica, co denota a velocidade rotacional da instalação de energia eólica, ^ma:h e ^mech denotam o torque e a potência, respectivamente, surgindo no eixo devido ao vento e ^{ei eí} denotam o torque

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33/40 eletromecânico e a potência, respectivamente, do gerador. Aqui um ponto mais uma vez denota derivadas de variáveis em relação ao tempo. Se uma potência de gerador que excede a potência mecânica é tomada por um período de tempo, a instalação de energia eólica consequentemente desacelera.

[00101] Para o observador de potência 2 e prosseguindo da equação de aceleração de um sistema de massa simples rotativo, acima, é possível configurar o seguinte modelo de espaço de estado da instalação de energia eólica, tendo as variáveis de estado de velocidade rotacional e torque (T , ) mecân ico - ^mechJ:

Γ ® Ί |° - Γ ® 1 if i ^J \τ ^ψ y Ãí i__mech J | Q 0 \_mech__ Q | [00102] Das variáveis usadas aqui, não é possível medir o torque mecânico '^Imech e portanto o último deve ser calculado a partir dos dados de medição por meio de um observador de estado. Visto que, além do mais, o sinal de velocidade rotacional muitas vezes é somente medido com uma baixa resolução e com uma baixa taxa de amostragem, uma observação de estado é proposta para esse valor também. Uma estrutura de observador adequada pode ser formulada como a seguir, com referência sendo feita à referência [4] para explicação adicional:

[00103] Aqui, em contraste com as variáveis de entrada medidas de p

T -velocidade rotacional ω e torque elétrico ^ω , variáveis observadas são denotadas por ^Λ. ^Ídc é a energia elétrica alimentada no circuito intermediário

U Λ de tensão CC. Os dois parâmetros e ^T influenciam o comportamento dinâmico e, no caso de uma implementação discreta em tempo, a estabilidade do observador de estado, também, e têm que ser escolhido levando esses aspectos em consideração.

P [00104] A potência aerodinâmica ^am'^DC é calculada por meio do produto de velocidade rotacional e torque. Então, isso corresponde à potência interna disponível determinada ^a'^,a-^DC.

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P

Variáveis de entrada para determinar a potência interna disponível ^ava’^DC são p a energia elétrica medida ^DC que é alimentada no circuito intermediário de CC e a velocidade rotacional da instalação de energia eólica medida ^ω. Então, a energia elétrica disponível, em relação ao circuito intermediário de CC, é o valor de saída. Esse observador é importante visto que a instalação de energia eólica, sob certas circunstâncias, não está em um ponto de operação estável em que a potência ^DC corresponde à potência do vento atualmente disponível, dita instalação de energia eólica em vez de quase permanentemente acelerar ou desacelerar durante operação normal e, por exemplo, possivelmente desviar de uma potência de velocidade rotacional normal característica para suporte de rede, em que energia é tomada a partir de energia cinética da rotação.

[00105] As perdas do gerador ^/vGen são adicionadas à potência interna disponível ^ava’^DC que está relacionada ao circuito intermediário de CC. Essas perdas podem ser determinadas por medições durante operação ou podem ser reunidas a partir de uma característica para o respectivo ponto de trabalho de gerador (opcionalmente levar em consideração valores medidos de temperatura). Adicionalmente, se relevantes, perdas de conversão de corrente e atrito podem também ser adicionadas à mesma. O resultado dessa adição é a potência de entrada de gerador disponível da instalação de energia eólica, referida de maneira simplificativa como ^mech. Para esse cálculo, as perdas do gerador esperadas para a potência de entrada máxima disponível devem ser usadas em vez de as perdas de gerador atuais.

[00106] Essa potência e a velocidade rotacional da instalação de energia eólica medida ω e o ângulo de pá atual α são usados como valores de entrada para o segundo observador, o observador de vento 4. O último observa a velocidade do vento ^Vwind que leva à potência disponível no ângulo de pá atual a. Em princípio, isso se refere a uma solução v para a equação =lpAv^!Cr(ía)

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35/40 onde ^/mech é assumido ser conhecida pelo observador de potência 2, P denota a densidade do ar, A denota a área de rotor e denota o coeficiente de potência dependendo da razão de velocidade na ponta λ e do ângulo de pá ^a. Essa é uma equação não linear, em que a velocidade do vento v é incluída direta e indiretamente por meio da razão de velocidade

na ponta ^v por sua vez denota a velocidade rotacional da instalação de energia eólica em radls _e r denota o raio do rotor aerodinâmico). Diferentes soluções para a mesma são conhecidas a partir referência [2].

[00107] Por conta das propriedades não lineares da equação, verificouse ser vantajosa uma abordagem não linear para determinar a velocidade do vento como a base para o observador de vento e referência é feita nesse aspecto às referências [2, 3], listadas sob a expressão imersão e invariância.

[00108] No entanto, em contraste às referências [2] e [3], não é a energia elétrica medida da instalação de energia eólica medida que é usada como uma variável de entrada para o observador de vento 4 na solução proposta aqui, mas em vez disso a potência interna disponível que é determinada ou calculada por meio do observador de potência 2. Isso é importante para a funcionalidade correta, pelo menos desejada, do observador de vento 4 na operação transiente da instalação de energia eólica (isto é no caso de forte aceleração ou desaceleração, por exemplo para suporte de rede, em que energia é tomada a partir de energia cinética da rotação).

[00109] Preferivelmente, o observador de vento 4 também adicionalmente fornece a potência disponível Pava ’V^! da instalação de energia eólica. E essa a potência que podería ser produzida pela instalação de energia eólica na velocidade do vento equivalente ^Vwind, determinada pelo observador de vento 4, se o ângulo de pá ideal ^opl e a razão de velocidade na ponta ideal ^^opl fossem estabelecidas. A título de exemplo, isso pode ser calculado com base na velocidade do vento equivalente ^Vwir,d e levar em consideração relações conhecidas entre vento e potência produzida nas

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36/40 condições especificadas (ângulo de pá ideal ^a°^pt e razão de velocidade na ponta ideal ^^opí). A título de exemplo, uma característica apropriada pode ser armazenada nessa extremidade. Adicional mente, é proposto o fornecimento da razão de velocidade na ponta atual, que pode ser calculada a partir da velocidade do vento, velocidade rotacional e diâmetro do rotor. A potência disponível declarada ^opí) seria a potência disponível não corrigida por efeitos do parque. Enquanto os métodos a) a e), por exemplo, são baseados diretamente na velocidade do vento equivalente ^Vwind determinada como a variável de entrada para determinar a potência disponível no parque, o método f) pode ser baseado na potência disponível ^vaf· ^opí'.

[00110] A solução proposta pode ser usada para aplicações de energia de balanceamento positiva e negativa com energia eólica, ambas a energia de balanceamento primária e energia de balanceamento secundária. Aqui, a precisão melhorada, em particular, pode ser importante. A solução pode ser usada como uma substituição para um segundo anemômetro de nacele.

[00111] Determinando corretamente a velocidade do vento não perturbada, pelo menos determinando a último com grande precisão, é possível calcular a potência máxima disponível da instalação de energia eólica em muitos estados de operação. Isso permite a determinação correta, pelo menos relativamente precisa, de, por exemplo, potência de balanceamento negativa provida, onde uma instalação de energia eólica ou um parque eólico tem que reduzir sua potência em um certo valor abaixo da potência disponível. Além disso, o requisito para um segundo medidor de vento, por exemplo para satisfazer requisitos direcionados em segurança, pode ser resolvido por meio de software em vez de hardware.

[00112] A solução proposta é pelo menos uma melhora em soluções previamente conhecidas. O problema central de determinar a velocidade do vento está na resolução da equação de potência aerodinâmica:

^mah 2 ι h

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 46/68 onde P denota a densidade do ar, A denota a área de rotor, que pode de maneira sinonímia também ser referida como a área de pá de rotor, ^v denota a velocidade do vento e denota o coeficiente de potência como uma função da razão de velocidade na ponta ^z eo ângulo de pá ^a. Embora, estritamente falando, essa equação denote a potência mecânica do rotor no rotor de gerador, pode ser determinada aproximadamente a partir da energia elétrica medida e as perdas do gerador estimadas ou calculadas e pode-se assumir portanto como conhecidas, ainda que uma variável afligida pelo ruído. A dificuldade em resol ver essa equação para o v desconhecido está na entrada dupla das variáveis na equação, ambas diretamente e por meio

da razão de velocidade na ponta ^v mais uma vez denota a velocidade rotacional da instalação de energia eólica em rad/s).

[00113] Uma solução numericamente eficiente, ao mesmo tempo, precisa de acordo com a referência [2] pode ser obtida por meio de um observador de acordo com o princípio de “imersão e invariância”, como mostrado na referência [3]. Para esse fim, o seguinte sistema de equações de estado é implementado:

C = /1 .....+ n) >

.. ₍₂₎ (3)

P C \ ,0! 1 onde ^{m z J} denota o momento de inércia da instalação de energia eólica rotor, ^Ímech denota a potência DC disponível do gerador, estimada pelo observador de potência, mais as perdas do gerador , 7^>0é um parâmetro de adaptação ajustável do filtro, /’denota a pressão do ar, A denota a área de rotor e ^denota o raio de rotor da instalação de energia eólica. A derivada da variável ' em relação a tempo é denotada por um ponto.

[00114] Os valores de saída do observador de vento são calculados

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38/40 resolvendo numericamente esse sistema de equações de estado. Aqui, a variável '’^w calculada na equação (3) forma a velocidade do vento estimada ^vwi_nd, a razão de velocidade na ponta λ estimada então emerge da velocidade rotacional medida e da velocidade do vento estimada de acordo com a equação previamente mencionada. A potência disponível emerge da equação de solução (1) enquanto leva em consideração perdas surgindo na instalação de energia eólica no ponto de trabalho ideal estimado e de possíveis restrições técnicas ou operacionais, que podem resultar em uma limitação dessa potência disponível.

[00115] Uma modificação decisiva do observador de vento descrita aqui em relação à solução descrita na referência [3] está no uso de uma potência disponível, estimada por um observador separado, para o cálculo de

Ü ^κ (equação (2)). Em contraste, a energia elétrica medida ou o torque elétrico é usado diretamente na referência [3], sob a suposição de que a instalação de energia eólica na faixa de carga parcial é sempre operada próximo a seu ponto de operação ideal. No entanto, em prática, há um desvio significante entre a energia elétrica atual e a potência atingível no ponto de operação ideal, ou a potência disponível no vento, por conta de processos de aceleração e desaceleração no caso de uma velocidade do vento variável e, em parte, também como desejado por conta de certos requisitos tais como suporte de frequência de rede, em que energia é tomada a partir de energia cinética da rotação, e assim uma determinação separada da potência disponível é proposta antes de resolver a equação de potência aerodinâmica por meio do observador de vento para os propósitos de determinar com precisão a velocidade do vento em todos os pontos de operação.

[00116] Um desvio adicional em relação à solução apresentada na referência [3] consiste em levar em consideração o ângulo de pá atual α ao determinar o coeficiente de potência Cp(X,a). Isso é de importância decisiva para usar o observador de vento para determinar a potência máxima possível

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39/40 visto que o ângulo de pá, por via de regra, é maior que o ângulo de pá ideal na operação cortada de uma instalação de energia eólica. Consequentemente, para determinar a potência máxima disponível, a velocidade do vento estimada pelo observador de vento e o cálculo do coeficiente de potência para essa velocidade do vento e o ângulo de pá ideal a_opt e uma razão de velocidade na ponta ideal ^^opt, isto é, ^Cp^p‘^,a^\ _e a solução da equação de potência aerodinâmica (1) com a velocidade do vento estimada e o ideal C í /Ui-rr,..,) ~ . ·

P- _opt- _Ol,.. sao vantajosos.

[00117] Um modelo alternativo mas complicado é conhecido a partir da referência [5], por exemplo.

[00118] Consequentemente, uma melhora na precisão de determinar a potência disponível no caso de corte forte é criada.

[00119] Vantagens particulares da solução mostrada com referência à fig. 9 pode consistir em determinar a potência disponível em, quando possível, todos os pontos de trabalho nos quais a instalação de energia eólica está em operação, levar em consideração estados de operação nos quais a instalação de energia eólica se desvia de seu ponto de trabalho estável, inter alia ao prover serviços de rede, determinar a velocidade do vento equivalente no plano de rotor sem sistemas de sensor adicionais e, além do mais determinar a velocidade rotacional e aceleração da instalação de energia eólica de maneira altamente precisa no caso de uma implementação apropriada.

[00120] Em consideração conjunta com os métodos descritos na fig. 3 à fig. 8, determinação particularmente boa, simples e precisa da potência disponível do parque pode ser atingida em combinação.

Referências:

Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 49/68 [00121] [1] Κ. Ε. Johnson, L. Υ. Pao, Μ. J. Balas, L. J. Fingersh:

Control of Variable”Speed Wind Turbines - Standard and Adaptive Techniques for Maximizing Energy Capture. IEEE Control Systems Magazine, junho de 2006, páginas 70-81.

[00122] [2] Μ. N. Soltani, T. Knudsen, M. Svenstrup, R. Wisniewski,

P. Brath, R. Ortega, K. Johnson: Estimation of Rotor Effective Wind Speed: A Comparison. IEEE Transactions on Control Systems Technology, 21(4), julho de 2013, páginas 1155-1167.

[00123] [3] R. Ortega, F. Macilla-David, F. Jaramillo: A Globally

Convergent Wind Speed Estimator for Windmill Systems. In Proc. 2011 50th IEEE Conference on Decision and Control, Orlando, FL, USA, Dez. 2011, páginas 6079-6084.

[00124] [4] C. M. Verrelli, A. Savoia, M. Mengoni, R. Marino, P.

Tomei, L. Zarri: On-line Identifica-tion of Winding Resistances and Load Torque in Induction Machines. IEEE Transactions on Control Systems Technology, vol. 22(4), julho de 2014.

[00125] [5] T. Gõçmen, G. Giebel, P.-E. Réthoré, J. P. Murcia Leon, J.

R. Kristoffersen: Uncertainty Quantification of the Real-Time Reserves for Offshore Wind Power Plants, WindEurope Summit, set. 2016.

Claims (26)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Método para determinar uma potência disponível de um parque eólico (112), em que o parque eólico compreende uma pluralidade de instalações de energia eólica (100) com um rotor (106) tendo pás de rotor (108), cujo ângulo de pá pode ser ajustado, o método caracterizado pelo fato de que compreende:

   prover ou usar uma matriz de sombreamento (200) que determina pelo menos uma velocidade do vento efetiva de cada uma das instalações de energia eólica (100) no parque eólico (112) como uma função de pelo menos uma direção do vento e velocidade do vento e regulação do parque eólico usando um modelo de funcionamento de parque.

   em que a potência disponível do parque eólico (112) é determinada com base na velocidade do vento efetiva.
2. 2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método para determinar a potência disponível do parque eólico (112) compreende as seguintes etapas:

   determinar (310) as instalações de energia eólica (132) com influxo de vento livre para uma direção do vento particular, averiguar (330) uma direção do vento e velocidade média do vento como um valor médio das direções do vento e velocidades do vento não perturbadas das instalações de energia eólica (132) com influxo de vento livre, averiguar uma velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica pelo menos para cada uma das instalações de energia eólica sem influxo de vento livre da direção do vento e velocidade média do vento levando em consideração a matriz de sombreamento (200) para um parque eólico não regulado, averiguar uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a velocidade do vento

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   2/8 efetiva averiguada, e averiguar (360) a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica.
3. 3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método para determinar a potência disponível do parque eólico (112) compreende as seguintes etapas:

   determinar (310) as instalações de energia eólica com influxo de vento livre para uma direção do vento particular, determinar (320) uma direção do vento e velocidade do vento de todas as instalações de energia eólica com influxo de vento livre, averiguar (430) velocidades do vento efetivas de pelo menos cada uma das instalações de energia eólica sem influxo de vento livre levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado para cada uma das velocidades do vento determinadas e direções do vento das instalações de energia eólica com influxo de vento livre, averiguar (440) uma velocidade do vento efetiva média específica à instalação, para pelo menos cada uma das instalações de energia eólica sem influxo de vento livre, como um valor médio das velocidades do vento efetivas averiguado para cada instalação de energia eólica com influxo de vento livre, averiguar (440) uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efetiva média averiguada de maneira específica à instalação, e averiguar (460) a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada instalação de energia eólica.
4. 4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método para determinar a potência disponível do parque

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   3/8 eólico (112) compreende as seguintes etapas:

   averiguar (520) direções do vento e velocidades de vento individuais das instalações de energia eólica (100), calcular (530) direções do vento e velocidades do vento modeladas com base em uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estabelecida levando em consideração a matriz de sombreamento e a regulação do parque eólico, otimizar (540) a direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estabelecida com base em uma comparação das direções do vento e velocidades de vento individuais e das direções do vento e velocidades do vento modeladas, averiguar (550) a velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica a partir da direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque otimizada levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, e averiguar (560) uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica (100) com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efeti va averiguada, e averiguar (560) a potência disponível do parque eólico (112) somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica (100).
5. 5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método para determinar a potência disponível do parque eólico (112) compreende as seguintes etapas:

   averiguar (520) direções do vento e velocidades de vento individuais das instalações de energia eólica (100), inverter (630) a matriz de sombreamento para cada uma das instalações de energia eólica a fim de estimar uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável com base na direção do vento e

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   4/8 velocidade do vento individual na respectiva instalação de energia eólica e na regulação do parque eólico, calcular a média (640) de todas as direções do vento e velocidades do vento efetivas no parque estimadas, averiguar (650) a velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica (100) da velocidade média do vento efetiva no parque calculada e a direção do vento levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, e averiguar (660) uma potência disponível de cada uma das instalações de energia eólica (100) com base em sua curva de potência e a velocidade do vento efetiva averiguada, e averiguar (660) a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica (100).
6. 6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método para determinar a potência disponível do parque eólico (112) compreende as seguintes etapas:

   determinar (520) uma direção do vento e velocidade do vento para cada uma das instalações de energia eólica, inverter (720) a matriz de sombreamento para cada uma das instalações de energia eólica a fim de estimar uma direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável com base na direção do vento e velocidade do vento individual na respectiva instalação de energia eólica e na regulação do parque eólico, averiguar (730) a velocidade do vento efetiva de cada instalação de energia eólica a partir da direção do vento e velocidade do vento efetiva no parque estável respectivamente estimada levando em consideração a matriz de sombreamento para um parque eólico não regulado, e averiguar (740) uma potência disponível de cada uma das

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   5/8 instalações de energia eólica com base em sua curva de potência e a respectiva velocidade do vento efetiva averiguada, e averiguar (770) a potência disponível do parque eólico somando as potências disponíveis de cada uma das instalações de energia eólica.
7. 7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que as etapas do método são combinados, possibilitando assim dispensar a determinação de uma ou mais das variáveis intermediárias.
8. 8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que também compreende:

   determinar uma direção do vento e velocidade do vento, que atuam em média no rotor de uma instalação de energia eólica, com base em um ponto de operação da instalação de energia eólica para pelo menos uma das instalações de energia eólica.
9. 9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a velocidade do vento atuando em média no rotor da instalação de energia eólica é determinada por meio de pelo menos um dos seguintes métodos:

   interpolação de tabelas pelo menos tridimensionais da velocidade do vento como uma função de uma velocidade rotacional, uma potência aerodinâmica e um ângulo de passo, iteração baseada em uma família de características como uma função de uma razão de velocidade na ponta e um ângulo de passo.
10. 10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que também compreende:

    corrigir (350) a direção do vento e velocidade do vento, em particular uma direção do vento e velocidade média do vento calculada, e/ou a potência disponível para pelo menos uma das instalações de energia eólica (100) com base na propagação do campo de vento através do parque (112).

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    6/8
11. 11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a correção é realizada na forma de um valor de média móvel ponderada.
12. 12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o valor de média móvel é adaptado com base em um tempo de fluxo, em particular uma média da velocidade do vento.
13. 13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o método implementa pelo menos dois dos métodos como definidos em qualquer uma das reivindicações 2 a 6 e possibilita um teste de comparação entre os pelo menos dois métodos e/ou selecionar um dos métodos implementados com base em um parâmetro.
14. 14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a matriz de sombreamento (200) é armazenada para cada instalação de energia eólica (100) como uma tabela com base na direção e velocidade do vento efetiva no parque e uma potência máxima do parque.
15. 15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a matriz de sombreamento (200) é determinada, como uma alternativa ou em adição à potência máxima do parque, de uma potência máxima de instalação.
16. 16. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o modelo de funcionamento do parque é adaptativo, em particular compreende um método de autoaprendizagem para adaptação a mudanças no ambiente e/ou para corrigir erros no modelo de funcionamento do parque.
17. 17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que diferentes matrizes de sombreamento (200) são providas com base em diferentes modelos de funcionamento de parque, em que uma das matrizes de sombreamento (200) é

    Petição 870190082528, de 23/08/2019, pág. 56/68 selecionada com base em um parâmetro, em particular um parâmetro indicativo de estabilidade atmosférica, ou é interpolada entre diferentes matrizes de sombreamento.
18. 18. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que os diferentes modelos de funcionamento de parque são baseados em diferentes constantes de decaimento de funcionamento em cada caso.
19. 19. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o método compreende filtragem passa-baixa para corrigir erros, em particular na potência disponível estimada.
20. 20. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a potência disponível do parque eólico (112) é provida substancialmente em tempo real.
21. 21. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a densidade do ar, preferivelmente determinada pela pressão do ar e/ou pela temperatura, é levada em consideração ao averiguar a potência disponível de uma das instalações de energia eólica (100).
22. 22. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que uma direção do vento efetiva de cada instalação de energia eólica é averiguada levando em consideração a matriz de sombreamento (200).
23. 23. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que as perdas de uma rede (114) do parque eólico (112) são levadas em consideração.
24. 24. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que limitações adicionais das instalações de energia eólica no parque eólico (112), em particular limitações que não são devidas à rede ou potência de balanceamento, são levadas em consideração,

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    8/8 incluindo aquelas por razões técnicas, manutenção, operação de som reduzido e/ou sombreamento.
25. 25. Parque eólico tendo uma pluralidade de instalações de energia eólica (100), em que o parque eólico (112) tem um controlador, caracterizado pelo fato de que o controlador é configurado para realizar o método como definido em qualquer uma das reivindicações anteriores.
26. 26. Instalação de energia eólica em um parque eólico como definido na reivindicação 24, em que a instalação de energia eólica (100) tem um controlador, caracterizada pelo fato de que o controlador é projetado para averiguar uma potência disponível como definido na reivindicação 6 ou 7.