ES2607610T3

ES2607610T3 - Procedimiento para la determinación de la enegía desaprovechada

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Publication number: ES2607610T3
Application number: ES12704037.6T
Authority: ES
Inventors: Werner Hinrich Bohlen; Nuno Braga; Andreas Schmitz
Original assignee: Wobben Properties GmbH
Current assignee: Wobben Properties GmbH
Priority date: 2011-02-08
Filing date: 2012-02-08
Publication date: 2017-04-03
Anticipated expiration: 2032-02-08
Also published as: BR112013019330A2; TW201237265A; US20140039811A1; CL2013002244A1; WO2012107469A1; MX343749B; AR085331A1; RU2543367C1; EP2673503A1; JP2014506971A; RU2013141162A; CN103348135A; CA2825071A1; DE102011003799B3; PT2673503T; JP6054998B2; PL2673503T3; NZ613251A; JP5799112B2; TWI498476B

Abstract

Procedimiento para la elaboración de una base de datos que comprende varias leyes de correlación, en particular factores de correlación, para la determinación de la energía desaprovechada, que durante una parada o un estrangulamiento de una primera instalación de energía eólica no se puede convertir en energía eléctrica por ésta, a partir de la potencia registrada de al menos una instalación de energía eólica de referencia operada de forma estrangulada o no estrangulada, que comprende las etapas: detección simultánea de la potencia instantánea de la primera instalación de energía eólica y de al menos una instalación de energía eólica de referencia durante el funcionamiento estrangulado o no estrangulado, determinación respectivamente de una ley de correlación, en particular factor de correlación, que describe una relación entre la potencia de la primera instalación de energía eólica y la potencia de la al menos una instalación de energía eólica de referencia y almacenamiento de al menos una ley de correlación o factor de correlación en función de al menos una condición límite.

Description

DESCRIPCION

Procedimiento para la determinacion de la ene^a desaprovechada.

5 La presente invencion se refiere a un procedimiento para la determinacion de la energfa desaprovechada, que una instalacion de energfa eolica no puede extraer del viento durante una parada o un estrangulamiento, pero que habna podido extraer sin la parada o el estrangulamiento. Ademas, la invencion se refiere al registro de los datos que se pueden usar para la determinacion de la energfa desaprovechada mencionada. Ademas, la presente invencion se refiere a una instalacion de energfa eolica en la que se puede determinar una energfa desaprovechada semejante. 10 Adicionalmente, la presente invencion se refiere a un parque eolico en el que se puede determinar al menos la energfa desaprovechada de una instalacion de energfa eolica.

En general se conocen instalaciones de energfa eolica. Comprenden, por ejemplo, una torre con una gondola dispuesta sobre ella, la cual comprende un rotor con hojas de rotor que estan dispuestas en un buje o un carenado, 15 segun esta representado esto en la figura 1 en un ejemplo. El rotor, que comprende esencialmente las palas de rotor y el carenado, se pone en rotacion por el viento predominante y acciona de este modo un generador que convierte esta energfa cinetica en energfa electrica o referido a un valor instantaneo en potencia electrica. Esta potencia electrica o energfa electrica se alimenta habitualmente a una red electrica de suministro y esta a disposicion conforme a los consumidores. Con frecuencia se colocan varias de tales u otras instalaciones de energfa eolica de 20 forma adyacente entre sf y asf pueden formar un parque eolico. A este respecto, las instalaciones de energfa eolica pueden estar colocadas alejadas, por ejemplo, algunos cientos de metros unas de otras. A este respecto, un parque eolico se destaca habitualmente, pero no necesariamente, por un punto de alimentacion comun. De este modo toda la respectiva potencia generada del parque eolico, es decir, la suma de todas las instalaciones de energfa eolica del parque eolico se puede alimentar de forma central en un punto, a saber el punto de alimentacion a la red electrica. 25

Ocasionalmente puede ocurrir que una instalacion de energfa se detenga o estrangule, aunque las relaciones de viento permitan un funcionamiento de la instalacion de energfa eolica, en particular un funcionamiento no estrangulado de la instalacion de energfa eolica. Una detencion semejante de la instalacion de energfa eolica puede ser necesaria, por ejemplo, en el caso de trabajos de mantenimiento o en el caso de avenas. Tambien puede ocurrir 30 que para el control de la red de suministro el operador de red, que opera la red de suministro, le prescriba a una instalacion de energfa eolica el alimentar una potencia estrangulada o incluso ninguna durante un intervalo de tiempo determinado. Un funcionamiento estrangulado tambien entra en consideracion, por ejemplo, por motivos de proteccion frente a inmisiones, en particular para la limitacion de las inmisiones de ruido mediante un funcionamiento con ruido reducido, o para evitar o reducir un sombreado. Otros ejemplos posibles para una reduccion son 35 especificaciones del operador de red, acumulacion de hielo o una reduccion o desconexion al transitar la instalacion. Basicamente se pueden volver relevantes reducciones o desconexiones por motivos de seguridad, como por ejemplo, en caso de peligro por cafda de hielo y/o por motivos de proteccion frente a inmisiones, como por ejemplo, para la reduccion de ruido, y/o por motivos tecnicos internos, como por ejemplo en el caso de un aumento excesivo de la temperatura, y/o por motivos tecnicos externos, como por ejemplo, en el caso de sobretension en la red de 40 suministro conectada o cuando se reduce, por ejemplo, la aerodinamica debido a la acumulacion de hielo.

En particular la detencion de la instalacion de energfa eolica es indeseada en general por el operador de la instalacion de energfa eolica, ya que en este caso se originan cafdas de retribucion debido a la no alimentacion de energfa electrica en la red de suministro. Segun el motivo de la desconexion o reduccion se puede producir un 45 derecho de retribucion por la energfa desaprovechada respecto a un tercero, como por ejemplo el operador de red. Por ello es importante determinar esta energfa desaprovechada que representa basicamente un valor ficticio. A este respecto, es deseable que esta cantidad de energfa se determine tan exactamente como sea posible, dado que en caso contrario no se puede determinar exactamente la retribucion resultante y el operador de la instalacion de energfa eolica se vena perjudicado o favorecido.

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La deteccion de una energfa desaprovechada semejante tambien se designa como disponibilidad basada en la produccion o disponibilidad energetica, que se especifica habitualmente como valor porcentual, referido a la energfa que se habna podido generar sin cafda. Este termino tambien se usa en delimitacion del termino de la disponibilidad basada en el tiempo, que especifica solo el intervalo de tiempo - por ejemplo porcentualmente referido a todo un 55 ano - en el que la instalacion de energfa estuvo detenida y por consiguiente no disponible.

Para la determinacion de la disponibilidad basada en la produccion o para la determinacion de la energfa desaprovechada para su calculo se puede tomar por base, por ejemplo, la curva caractenstica de funcionamiento de la instalacion de energfa eolica en cuestion. La curva caractenstica de funcionamiento indica la potencia generada

en funcion de la velocidad del viento. Si la instalacion de ene^a eolica se detiene o estrangula, entonces debido a la velocidad del viento predominante y conocida debido a una medicion se puede leer a partir de esta curva caractenstica de potencia la potencia asociada que habna entregado la instalacion de energfa eolica segun esta curva caractenstica de potencia. En este caso es problematico en particular que es diffcil detectar de forma fiable y 5 exacta la velocidad del viento predominante. A saber las instalaciones de energfa eolica presentan habitualmente un equipo medidor del viento, como por ejemplo un anemometro, pero uno tal realmente no se usa en general o solo de forma muy limitada para el control de la instalacion de energfa eolica. El punto de funcionamiento de una instalacion de energfa eolica se ajusta, por ejemplo, en general en funcion de una velocidad de giro del rotor o de la aceleracion del rotor, si la instalacion de energfa eolica dispone de un concepto variable respecto a la velocidad de giro o es una 10 instalacion de energfa eolica variable respecto a la velocidad de giro. En otras palabras, la instalacion de energfa eolica o su rotor es el unico sensor medidor del viento fiable, pero que no puede dar una informacion sobre la velocidad del viento durante la parada.

Otra posibilidad sena usar un mastil de medicion para la medicion de la velocidad del viento, a fin de usar la 15 velocidad del viento medida con ello y determinar a traves de la curva caractenstica de potencia mencionada la potencia que se habna podido generar segun la curva caractenstica. Pero en este caso tambien es insegura la exactitud del mastil de medicion. Se agrega que el mastil de medicion de la instalacion de energfa eolica en cuestion esta colocado espaciado y por ello se producen falseamientos entre la velocidad del viento en el mastil de medicion y aquella en la instalacion de energfa eolica en cuestion. Se agrega que la velocidad del viento, aunque esta solo se 20 considera en dicha curva caractenstica de potencia, no puede caracterizar suficientemente el viento. Asf el viento, por ejemplo, para un promedio - calculado - en funcion de si es muy uniforme o muy racheado, puede conducir a diferentes efectos en la instalacion de energfa eolica y correspondientemente a una generacion de potencia diferente.

25 Ya se ha propuesto correlacionar un mastil de medicion o un asf denominado mastil meteorologico con una o varias estaciones meteorologicas, a fin de mejorar de este modo las informaciones respecto al estado del tiempo predominante, en particular respecto al viento predominante. En particular las mediciones del mastil meteorologico se vuelven de este modo menos propensas a las oscilaciones locales del viento

30 El documento US 2008/0079263 A1 se refiere a un procedimiento para el funcionamiento de un parque eolico con varias instalaciones de energfa eolica, incluyendo un procedimiento para generar datos de disponibilidad para cada instalacion de energfa eolica.

La publicacion para informacion de solicitud de patente europea EP 2 2006 917 A2 se refiere a un procedimiento y 35 una disposicion para la supervision de una instalacion de energfa eolica. Allf debido a una desviacion constatada entre los datos de estado y un valor de comparacion correspondiente se determina una probabilidad de falla de la instalacion de energfa eolica.

La invencion tiene por consiguiente el objetivo de remediar o reducir al menos uno de los problemas arriba 40 mencionados, en particular se debe proponer una solucion que cree una determinacion mas exacta de la energfa desaprovechada o de la disponibilidad basada en la produccion. Al menos se debe proponer una solucion alternativa.

Segun la invencion se propone por consiguiente un procedimiento segun la reivindicacion 1 como tambien segun la 45 reivindicacion 6.

Luego se propone un procedimiento para la elaboracion de una base de datos. Esta base de datos comprende varios, en particular un gran numero de factores de correlacion que se usan para la determinacion de la energfa desaprovechada. A este respecto, la energfa desaprovechada se detecta en particular segun se reivindica en la 50 reivindicacion 6. Luego se contempla el caso en el que una primera instalacion de energfa eolica esta parada o se hace funcionar de forma estrangulada.

Para la simplificacion de la explicacion se parte en primer lugar de una instalacion de energfa eolica que esta parada. En este caso se detecta la potencia actual de al menos una instalacion de energfa eolica de referencia que 55 trabaja en el funcionamiento no estrangulado. Basicamente tambien se puede partir de una instalacion de energfa eolica de referencia operada de forma estrangulada. No obstante, para la mejor explicacion se parte en primer lugar de una instalacion de energfa eolica no estrangulada. Esta instalacion de energfa eolica operada de forma no estrangulada entrega una potencia que se puede medir o su valor esta contenido de forma accesible en el control de esta instalacion de energfa eolica de referencia. A partir de esta potencia conocida se calcula ahora a traves una

correlacion registrada de antemano, en particular a traves de un factor de correlacion registrado de antemano, la potencia a esperar de la primera instalacion de ene^a eolica que esta parada actualmente. Si as^ se hace funcionar, por ejemplo, la instalacion de energfa eolica de referencia en el funcionamiento no estrangulado y a este respecto entrega la potencia de 1 MW y el factor de correlacion es, por ejemplo, de 1,2, entonces la potencia a 5 esperar de la primera instalacion de energfa eolica que esta parada actualmente se debena cuantificar en 1,2 MW. Bajo los valores actuales, como por ejemplo potencia o condiciones ambiente como la direccion del viento se pueden entender basicamente valores instantaneos o valores de condiciones predominantes de forma instantanea.

Este factor de correlacion se registra para puntos de funcionamiento determinados y en este sentido se toma por 10 base no solo un factor de correlacion entre esta una instalacion de energfa eolica de referencia y la primera instalacion de energfa eolica, sino varios, en particular un gran numero de factores de correlacion. Basicamente una correlacion entre la potencia de la instalacion de energfa eolica de referencia y la potencia de la primera instalacion de energfa eolica se puede describir de forma diferente que mediante un factor, como por ejemplo, mediante una funcion de primer orden o superior. No obstante, el uso de los factores representa una solucion proporcionalmente 15 sencilla. La exactitud de la determinacion de la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica a partir de la respectiva potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia es posible mediante la determinacion y uso conforme a muchos factores, que se usan para correspondientemente muchas situaciones y se registran correspondientemente anteriormente.

20 La invencion se refiere por consiguiente tanto a la deteccion de la energfa desaprovechada como tambien la deteccion de los factores de correlacion necesarios para ello y por consiguiente la elaboracion de una base de datos correspondiente.

Preferentemente estas correlaciones, que tambien se pueden designar como leyes de correlacion, en particular los 25 factores de correlacion, se detectan en funcion de las condiciones lfmite y se almacenan correspondientemente. A este respecto, se pueden registrar correlaciones entre la primera instalacion de energfa eolica y otra instalacion de energfa eolica de referencia u otras instalaciones de energfa eolica de referencia.

Segun una forma de realizacion se registran valores absolutos de potencia de puntos de funcionamiento 30 correspondientes, en particular en funcion de la velocidad del viento o de la direccion del viento. El registro se realiza preferiblemente para cada instalacion de energfa eolica, pero tambien se puede registrar alternativamente o adicionalmente como un valor para todo un parque eolico. Preferentemente estos valores se registran junto con los factores de correlacion para cada instalacion de energfa eolica y depositan en una base de datos. Estos valores absolutos se usan luego cuando no esta disponible de forma razonable una instalacion de energfa eolica de 35 referencia, en particular cuando todas las instalaciones de energfa eolica se hacen funcionar de forma estrangulada en un parque eolico o se detienen. Este puede ser el caso, por ejemplo, durante la reduccion de la potencia de salida de todo el parque eolico segun una especificacion por parte del operador de la red. En un caso semejante o similar, para cada instalacion de energfa eolica del parque eolico se lee la potencia a esperar, en funcion de la velocidad del viento y de la direccion del viento de la base de datos. A partir de ello se puede calcular en conjunto la 40 energfa a esperar de la instalacion de energfa eolica en cuestion y tambien del parque eolico.

Debido a la medicion y almacenamiento concreto de valores de potencia reales en funcion de la direccion del viento y velocidad del viento se crea una base muy exacta y reproducible adecuadamente para la determinacion de la potencia a esperar. Se evita una elaboracion y uso de modelos complejos. Para la determinacion de la potencia total 45 a esperar de un parque eolico se adicionan, por ejemplo, las potencias individuales a esperar de las instalaciones de energfa eolica o, por ejemplo, se lee una potencia total almacenada a esperar del parque eolico de una base de datos. La intensidad del viento y la direccion del viento se detectan, por ejemplo, en un punto central en el parque eolico, en particular en un mastil de medicion. Por lo demas todos los aspectos, explicaciones y formas de realizacion que se mencionan en relacion con los factores de correlacion, tambien se refieren de forma razonable al 50 almacenamiento y uso de valores de potencia absolutos, en tanto que son aplicables.

Preferentemente se registran correlaciones entre todas las instalaciones de energfa eolica de un parque eolico. Durante el almacenamiento, al usar varias instalaciones de energfa eolica de referencia para las correlaciones correspondientes se almacenan la instalacion de energfa eolica de referencia en cuestion. Se pueden usar varias 55 instalaciones de energfa eolica de referencia, por ejemplo, para seleccionar segun condiciones lfmite adicionales al menos una instalacion de energfa eolica de referencia apropiada adecuadamente y/o se pueden usar varias instalaciones de energfa eolica de referencia para determinar de forma redundante la potencia a esperar, a fin de realizar de este modo una comparacion para la minimizacion de errores. Tambien se pueden usar varias instalaciones de energfa eolica de referencia para poder determinar tambien luego una potencia a esperar de la

primera instalacion de energfa eolica, cuando por motivos inesperados se cae una instalacion de ene^a eolica de referencia.

Preferentemente la seleccion de una instalacion de energfa eolica de referencia se realiza en funcion de condiciones 5 Umite, como por ejemplo la direccion del viento. Asf eventualmente en funcion de la direccion del viento, una instalacion de energfa eolica de referencia puede ser mas o menos representativa del comportamiento de la primera instalacion de energfa eolica, a saber de la instalacion de energfa a examinar. Si, por ejemplo, se situa un obstaculo entre la primera instalacion de energfa eolica y la instalacion de energfa eolica de referencia seleccionada, esto puede conducir a un desacoplamiento al menos parcial de los comportamientos de ambas instalaciones de energfa 10 eolica, cuando el viento sopla de la instalacion de energfa eolica de referencia hacia la primera instalacion de energfa eolica o a la inversa. Pero si el viento es tal que desde la perspectiva de la direccion del viento las dos instalaciones de energfa eolica estan una junto a otra, la influencia de un obstaculo semejante es baja.

A este respecto, una instalacion de energfa eolica de referencia es - lo que es comprensible por el especialista - 15 una instalacion de energfa eolica de referencia colocada cerca de la primera instalacion de energfa eolica. A este respecto, esta proximidad puede ser una distancia de varios cientos de metros o incluso uno o varios kilometros, en tanto que el comportamiento de la instalacion de energfa eolica de referencia todavfa permite esperar una relacion suficiente en su comportamiento respecto a la primera instalacion de energfa eolica. Esto puede depender de las circunstancias concretas, como por ejemplo el terreno. Cuanto mas uniforme es el terreno y cuantos menos 20 obstaculos presenta el terreno, tanto mas probable es esperar que tambien una instalacion de energfa eolica de referencia colocada mas espaciada establezca todavfa una relacion suficiente con la primera instalacion de energfa eolica.

Preferentemente la potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia, la direccion del viento actual y/o 25 la velocidad del viento actual constituyen respectivamente una condicion lfmite, en funcion de la cual se registra y almacena la correlacion. A continuacion se explica el procedimiento en relacion con los factores de correlacion. Las explicaciones tambien se pueden transferir basicamente a otras correlaciones. Preferentemente la direccion del viento actual y la velocidad del viento actual constituyen respectivamente una condicion lfmite. Luego se registra un factor de correlacion entre la primera instalacion de energfa eolica y la instalacion de energfa eolica de referencia en 30 cuestion tanto en funcion de la velocidad del viento como tambien en funcion de la velocidad del viento. Asf puede reinar, por ejemplo, un factor de correlacion de 1,2 en el caso de una velocidad del viento de 7 m/s y una direccion del viento del norte, mientras que con la misma velocidad del viento pero una direccion del viento del sur se detecta, por ejemplo, un factor de correlacion de 1,4. Si la velocidad del viento - para mencionar otro ejemplo - se situa con la misma direccion del viento en el caso de solo 6 m/s, el factor de correlacion podna ser por ejemplo de 1. Todos 35 estos valores se registran y depositan en una base de datos. En el ejemplo con la direccion del viento y la velocidad del viento respectivamente como una condicion lfmite se produce un campo bidimensional de la base de datos para cada instalacion de energfa eolica de referencia. Si estos valores se registran para varias instalaciones de energfa eolica de referencia, se produce - hablando graficamente - un campo tridimensional de datos con la identificacion de la instalacion de energfa eolica de referencia como otra magnitud variable. El tipo del almacenamiento o de la 40 estructura de la base de datos tambien puede estar configurado de modo que para todas las instalaciones de energfa eolica de un parque eolico se registran factores de correlacion y se almacenan en una matriz y para cada valor de una condicion lfmite se registra una matriz semejante.

Alternativamente o adicionalmente la potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia se puede usar 45 como condicion lfmite. Esta potencia se podna tomar por base, por ejemplo, en lugar de la velocidad del viento. Luego se determinana asf en primer lugar como condicion lfmite la direccion del viento predominante, por ejemplo viento del norte, y la potencia predominante, por ejemplo 1 MW. Luego se determina la relacion entre la potencia de la primera instalacion de energfa eolica y la instalacion de energfa eolica de referencia y para estas condiciones, a saber viento del norte y potencia generada de 1 MW se deposita en la base de datos para esta primera instalacion 50 de energfa eolica de referencia. Si ahora se detiene la primera instalacion de energfa eolica, por ejemplo, para un mantenimiento, asf se puede determinar su potencia a esperar. Para ello se lee el factor de correlacion para las condiciones lfmite, es decir, por ejemplo el factor de correlacion para el viento del norte en el caso de una velocidad del viento de 7 m/s de la base de datos, o alternativamente cuando se aplica correspondientemente la base de datos o el juego de la base de datos, se lee el factor de correlacion para la condicion lfmite del viento del norte y potencia 55 generada de 1 MW de la base de datos. Este factor de correlacion se multiplica luego en ambos casos expuestos con la potencia generada de la instalacion de energfa eolica de referencia para determinar la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica.

En la segunda alternativa expuesta la potencia generada instantanea de la instalacion de energfa eolica de

referencia tiene por consiguiente una funcion doble. En primer lugar se usa para leer el factor de correlacion asociado de la base de datos y luego se usa para calcular la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica con el factor de correlacion lefdo.

5 Preferentemente la potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia, en todo caso en tanto que se usa como condicion lfmite, la direccion del viento actual y/o la velocidad del viento actual se dividen en rangos discretos. De este modo se puede limitar la magnitud de la base de datos. Si, por ejemplo, la potencia de la instalacion de energfa eolica de referencia se subdivida en pasos del 1% referido a su potencia nominal, para una instalacion de energfa eolica con una potencia nominal de 2 MW se produce asf una division en rangos o pasos de 10 20 kW. Pero esto solo se refiere a la potencia en tanto que se usa como condicion lfmite, es decir, en tanto que se usa para depositar el factor de correlacion en la base de datos o leer de la base de datos. Pero para el calculo concreto de la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica se multiplica el factor de correlacion con la potencia real, no dividida en rangos discretos. Naturalmente tambien se podna efectuar una multiplicacion con la potencia dividida en los rangos discretos, en particular luego cuando los rangos discretos se situan en el orden de 15 magnitud de la exactitud de la medicion de potencia.

La velocidad del viento se puede dividir, por ejemplo, en pasos o rangos de 0,1 m/s y la direccion del viento se puede dividir, por ejemplo, en sectores de 30°.

20 Si, por ejemplo, para una instalacion de energfa eolica de referencia con una velocidad del viento de arranque o una asf denominada velocidad del viento “cut-in” de 5 m/s y una velocidad del viento nominal de 25 m/s se efectua una discretizacion de las velocidades del viento en sectores de 30° y una discretizacion de la velocidad del viento en pasos de 0,1 m/s, asf se produce un campo de datos de 360 grados / 30 grados = 12 sectores de la velocidad del viento por (20 m/s) / (0,1 m/s) = 200 pasos de velocidades del viento y por consiguiente un campo de datos con 2400 25 campos, es decir 2400 factores de correlacion para esta instalacion de energfa eolica de referencia a modo de ejemplo.

Preferentemente los factores de correlacion se registran y almacenan durante el funcionamiento normal para llenar la base de datos de este modo sucesivamente con los factores de correlacion. Opcionalmente y/o en funcion de la 30 necesidad, los factores de correlacion que todavfa no se pudieron determinar mediante mediciones, se pueden calcular, en particular interpolar o extrapolar, a partir de los factores de correlacion ya presentes. Tambien al usar otra ley de correlacion como un factor de correlacion, por ejemplo una funcion de correlacion de 1er orden se puede realizar una interpolacion o extrapolacion, por ejemplo mediante interpolacion o extrapolacion de los coeficientes de una funcion de correlacion semejante. Por consiguiente, se propone que la primera instalacion de energfa eolica y al 35 menos una instalacion de energfa eolica de referencia se hace funcionar a pesar de una necesidad de la determinacion de factores de correlacion. En este caso se ajusta forzosamente - siempre y cuando se hacen funcionar las instalaciones principalmente - un punto de funcionamiento determinado y por consiguiente condiciones lfmite correspondientes, como la direccion del viento y velocidad del viento. Para ello se registra un factor de correlacion y se almacena en la base de datos considerando las condiciones lfmite predominantes. Preferentemente 40 esto se realiza para todas las instalaciones de energfa eolica del parque eolico entre sf. Si se modifica el punto de funcionamiento y por consiguiente la condicion lfmite, se calcula de nuevo un factor de correlacion y se almacena bajo las nuevas condiciones lfmite y por consiguiente en otra direccion de la base de datos.

De este modo la base de datos solo comprende los factores de correlacion para las condiciones lfmite bajo las que 45 ya se ha hecho funcionar la instalacion de energfa eolica. Si ahora se desconecta la primera instalacion de energfa eolica y se ajusta un punto de funcionamiento para la instalacion de energfa eolica para el que no se ha registrado un factor de correlacion hasta ahora, este se puede calcular a partir de los factores de correlacion adyacentes, ya almacenados, es decir, a partir de factores de correlacion que ya se han registrado respecto a condiciones lfmite similares. Por ejemplo, el factor de correlacion para una direccion del viento del sector 0 a 30° y la velocidad del 50 viento de 10 m/s se puede interpolar de dos factores de correlacion, de los que uno se ha registrado para el sector de la direccion del viento de 330 a 360 grados con una velocidad del viento de 9,9 m/s y el otro se ha registrado en un sector de la velocidad del viento de 30 a 60° con una velocidad del viento de 10,1 m/s. Esto solo es un ejemplo sencillo para un calculo mediante interpolacion. Asimismo se puede recurrir a varios factores de correlacion para el calculo o estimacion de un factor de correlacion que falta.

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Si todavfa no estan registrados muchos factores de correlacion, ya que por ejemplo las instalaciones de energfa eolica en cuestion no estan en funcionamiento desde hace mucho tiempo, en particular en el primer ano del funcionamiento de un parque eolico, el calculo de la energfa desaprovechada se puede realizar con efecto retroactivo para el intervalo de tiempo pasado, como por ejemplo el ano pasado. Para ello se almacenan los datos

de la potencia generada de las instalaciones de referencia. Al final del intervalo de tiempo determinante se puede calcular luego la potencia desaprovechada a partir de los datos de potencia almacenados y de los factores de correlacion detectados entre tanto. Esto tiene la ventaja de que hasta entonces se pudieron registrar mas factores de correlacion y por consiguiente se necesitan menos interpolaciones o extrapolaciones o incluso pueden no tener 5 lugar.

Como condiciones lfmite se pueden registrar, por ejemplo, condiciones ambiente como temperatura, presion del aire, humedad del aire y densidad del aire. Estas condiciones lfmite mencionadas a modo de ejemplo, que estan relacionadas parcialmente ffsicamente, pueden influir en el funcionamiento de la instalacion de energfa eolica y se 10 plasman correspondientemente en el factor de correlacion en cuestion. La consideracion de varias condiciones lfmite puede conducir a una base de datos multidimensional para los factores de correlacion.

Sin embargo, el procedimiento segun la invencion para la deteccion de la energfa desaprovechada es tolerante con respecto a variaciones de las condiciones lfmite y en particular tambien con respecto a inexactitudes de las 15 mediciones, como la velocidad del viento. El procedimiento propuesto presenta a saber al menos un concepto de dos etapas.

En la primera etapa, se selecciona un factor de correlacion en funcion de las condiciones lfmite. Debido a la consideracion de las condiciones lfmite este factor de correlacion reproduce una correlacion muy exacta y en 20 particular fiable.

En la segunda etapa, se multiplica el factor de correlacion correspondiente con la potencia de la instalacion de energfa eolica de referencia. De este modo se pueden considerar los factores de influencia, como la densidad del aire, sin que estos se tengan que registrar. Si, por ejemplo, la densidad del aire no se considera como condicion 25 lfmite en la seleccion del factor de correlacion, pero esta influye indirectamente, sin medicion expresa, en la potencia de la instalacion de energfa eolica de referencia. En el caso de una densidad del aire se produce asf una potencia correspondientemente elevada de la instalacion de energfa eolica, ya que el aire con densidad elevada contiene mas energfa cinetica. Mediante la multiplicacion con el factor de correlacion - independiente de la densidad del viento - se produce por consiguiente en el caso de potencia mas elevada de la instalacion de energfa eolica tambien una 30 potencia mas elevada calculada a esperar de la primera instalacion de energfa eolica. En el caso de una determinacion de la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica a traves de una medicion de la velocidad del viento y la curva caractenstica de potencia de la primera instalacion de energfa eolica, la densidad del viento quedana de forma no considerada - para perseverar en este ejemplo -. Se produce una potencia a esperar, calculada correspondientemente de forma erronea de la instalacion de energfa eolica.

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El procedimiento tambien es, por ejemplo, tolerante respecto a una medicion inexacta de la velocidad del viento. Esto ya es importante en sf, ya que precisamente es diffcil de medir la velocidad del viento y esta sujeta a grandes errores. Pero en el procedimiento propuesto la velocidad del viento solo entra en la determinacion del factor de correlacion, si entra en realidad. Si la velocidad del viento medida se situa, por ejemplo, en aproximadamente el 10% 40 por encima de la velocidad del viento real, entonces esto entra por un lado en la determinacion y almacenamiento correspondiente del factor de correlacion en cuestion, pero tambien se plasma por otro lado en la nueva lectura del factor de correlacion cuando esto se realiza en funcion de la velocidad del viento. Pero este error sistematico mencionado a modo de ejemplo se elimina de este modo. En otras palabras, en este caso la velocidad del viento solo sirve para el nuevo reconocimiento aproximado del punto de funcionamiento que sirve de base. En que medida 45 es erroneo el valor absoluto de la velocidad del viento no se plasma en tanto que el mismo se ha reproducido de nuevo.

Si durante la medicion de la velocidad del viento aparece un error aleatorio, lo que habitualmente no se debe esperar sin embargo en gran medida, esto puede conducir en todo caso a una lectura del factor de correlacion equivocado. 50 Sin embargo, en este caso se debena leer al menos un factor de correlacion de una velocidad del viento similar, que debena variar en menor medida que la misma velocidad del viento. Por consiguiente en este caso el procedimiento tambien resultar ser tolerante respecto a los errores.

El procedimiento descrito hasta ahora para el caso de una parada de la primera instalacion de energfa eolica 55 tambien se debe transmitir basicamente al caso de un estrangulamiento de la primera instalacion de energfa eolica. Si, por ejemplo, para la reduccion del ruido se estrangula la primera instalacion de energfa eolica, mientras que no se estrangula una instalacion de energfa eolica de referencia, ya que es por ejemplo menor y basicamente esta construida con menos ruido, o esta colocada a una mayor distancia de una poblacion que la primera instalacion de energfa eolica, del modo y manera arriba descritos se puede determinar la potencia a esperar de la primera

instalacion de ene^a eolica en el funcionamiento no estrangulado. La ene^a desaprovechada surge a partir de la diferencia de la potencia en el estado estrangulado y la potencia calculada a esperar en el funcionamiento no estrangulado. Para completar se indica todavfa que para el especialista esta claro que la energfa desaprovechada se produce a partir de la potencia desaprovechada, integrada sobre el lapso de tiempo relevante. En el caso mas 5 sencillo o simplificado esto significa una multiplicacion de la potencia desaprovechada con un lapso de tiempo correspondiente.

Preferentemente se propone que para la determinacion de la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica se usen varias instalaciones de energfa eolica de referencia. En la deteccion de los factores de correlacion u 10 otras correlaciones se puede predeterminar individualmente para cada instalacion de energfa eolica de referencia, segun se describe, de modo que se produce un juego de datos para cada instalacion de energfa eolica de referencia. Tambien se pueden registrar al mismo tiempo las correlaciones entre todas las instalaciones de energfa eolica observada y se pueden escribir respectivamente en una matriz. Si luego durante la parada de la primera instalacion de energfa eolica se calcula su potencia a esperar, entonces esto se puede realizar respectivamente con 15 la ayuda de cada una de las instalaciones de energfa eolica de referencia, en tanto que se lee respectivamente un factor de correlacion respecto a esta instalacion de energfa eolica de referencia y se multiplica con su potencia instantanea, a fin de calcular la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica. En el caso ideal se produce aqrn a partir de cada instalacion de energfa eolica de referencia la misma potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica. Si se consigue este resultado ideal, entonces esto confirma la calidad del calculo de la 20 potencia a esperar. Pero si se producen desviaciones, entonces se pueden usar las potencias a esperar, determinadas varias veces y por consiguiente de forma redundante, para calcular de este modo una unica potencia a esperar. Para ello se puede formar, por ejemplo, un promedio sencillo, en tanto que asf se suman todas las potencias determinadas y se dividen por el numero. Pero eventualmente una instalacion de energfa eolica de referencia se puede clasificar como relevante y el valor determinado por ella se puede considerar mas intensamente 25 a traves de una ponderacion. Otra posibilidad consiste en el uso del metodo de mmimos cuadrados de errores. Asf se determina un valor de potencia conjunta a esperar, en el que los cuadrados de cada desviacion respecto a las potencias a esperar determinadas individualmente producen en suma el menor valor.

Preferentemente se detecta la direccion del viento actual y/o la velocidad del viento actual en la instalacion de 30 energfa eolica de referencia, en la primera instalacion de energfa eolica y/o en otro punto de medicion, en particular un mastil de medicion. Cuando la primera instalacion de energfa eolica esta parada, no obstante, todavfa puede estar en funcionamiento una parte de la tecnica de medicion, como por ejemplo, la evaluacion del anemometro de la gondola y por consiguiente en cualquier caso puede determinar la velocidad del viento aproximada de la primera instalacion de energfa eolica y se toma por base para el procedimiento posterior. Pero puede ser ventajoso usar la 35 velocidad del viento de una instalacion de energfa eolica de referencia, ya que de este modo se puede esperar una elevada correlacion respecto a la potencia de esta instalacion de energfa eolica de referencia. A este respecto, se debena medir a ser posible durante la deteccion de los factores de correlacion y la lectura de los mismos en respectivamente el mismo lugar. El uso de un mastil de medicion puede ser favorable, ya que aqrn es posible con frecuencia una mejor medicion de la velocidad del viento. En particular una medicion de la velocidad del viento en un 40 mastil de viento no se perturba por sombreados breves por parte de las palas de rotor, tal y como es el caso en general en los anemometros de la gondola de una instalacion de energfa eolica en funcionamiento. Ademas, el mastil de medicion puede representar un punto neutral para la medicion, cuando se usan varias instalaciones de energfa eolica como instalaciones de energfa eolica de referencia. Puede ser ventajoso usar un mastil de medicion que esta colocado en y para un parque eolico y proporciona una magnitud medida representativa para el parque 45 eolico en conjunto. El uso de los valores de una estacion meteorologica proxima, es como valores directos o para la comparacion de la velocidad del viento medida con un mastil de medicion o una instalacion de energfa eolica, puede ser ventajoso y mejorar la calidad de los resultados de la medicion.

Segun la invencion una instalacion de energfa eolica esta dotada de un procedimiento descrito para la deteccion de 50 las leyes de correlacion, en particular de los valores de correlacion, y/o de un procedimiento para la determinacion de una energfa desaprovechada.

Segun la invencion se propone ademas un parque eolico que esta dotado de al menos uno de los procedimientos arriba descritos. En un parque eolico semejante - pero no solo en una tal - puede estar preparado un intercambio de 55 datos entre las instalaciones de energfa eolica, por ejemplo, a traves de un sistema SCADA. Un sistema de intercambio de datos semejante tambien se puede usar para intercambiar los datos necesarios para los procedimientos descritos.

Por consiguiente se propone una solucion, a saber los procedimientos correspondientes, como tambien una

instalacion de ene^a eolica o un parque eolico, con la que se puede calcular la ene^a desaprovechada. Para ello se calcula la potencia de una instalacion de energfa eolica parada u operada de forma estrangulada y durante el tiempo tomado por base se puede determinar luego la ene^a desaprovechada, es decir, la energfa que se podna generar, proporcionar y correspondientemente retribuir segun el calculo. En este caso se trata basicamente de una 5 potencia ficticia o energfa ficticia, que se debe determinar correspondientemente exactamente, para tener en cuenta lo mas justamente posible tanto el interes de aquel que espera una retribucion, como tambien aquel que debe realizar una retribucion semejante.

Por consiguiente se puede calcular una disponibilidad basada en la produccion de la instalacion de energfa eolica. 10 Una disponibilidad basada en la produccion semejante, que tambien se acorta como PBA “production based availability” en base al termino ingles, se indica con frecuencia como cociente de la energfa generada medida (“measured energy production”, MEP) dividido por la energfa generada esperada (“expected energy production”, EEP), tomandose por base un intervalo de tiempo anual o un intervalo de tiempo mensual. Para la disponibilidad basada en la produccion PBA se considera por ejemplo un calculo segun la formula siguiente:

15

PBA = MEP / EEP

La PBA se puede definir diferentemente y correspondientemente se pueden usar otras formulas. Tambien se pueden definir diferentemente los parametros de la formula anterior. A continuacion se explica una posibilidad para los 20 parametros de la formula anterior.

La energfa producida realmente del ano (MEP) se puede registrar mediante una unidad de medicion correspondiente durante el ano, como por ejemplo un contador de corriente o contador de energfa. Una medicion semejante de la energfa producida esta preparada habitualmente en una instalacion de energfa eolica y se puede acceder a los 25 datos.

La produccion de energfa esperada, es decir, la conversion esperada de energfa eolica en energfa electrica (EEP) es por consiguiente la suma de la energfa generada realmente (MEP) y la energfa desaprovechada, cuyo calculo o determinacion se efectua segun la invencion, en particular se mejora. Segun la invencion se propone un 30 procedimiento en el que se correlacionan las salidas de potencia entre instalaciones de energfa en particular de un parque eolico. Una variante preferida consiste en generar una matriz que contiene respectivamente un factor de correlacion entre cada instalacion de energfa eolica observada para ello, es decir, en particular entre cada instalacion de energfa eolica de un parque. Una matriz semejante se ilustra a continuacion a modo de ejemplo para una instalacion de energfa eolica, que se designan como WEC1, WEC2, WEC3, WEC4 a WECn en esta matriz. Los 35 valores apuntados solo son valores a modo de ejemplo.

Tabla 1

Correlacion de produccion: WEC1 WEC2 WEC3 WEC4 WECn

Absoluta: 1,2 MW 1,3 MW 1,4 MW 1 MW 0,9 MW

WEC1: 1 - - - -

WEC2: 1,15 1 - - -

WEC3: 0,84 1,24 1 - -

WEC4: 0,98 0,78 1,01 1 -





: 1 -

WECn: 1,02 1,06 1,08 0,98 1

40 Esta matriz se puede considerar como correlacion de la produccion de referencia del parque eolico. Esta matriz contiene, por ejemplo, los factores para una velocidad del viento de 8 m/s y una direccion el viento de 30° lo que puede designar, por ejemplo, un rango de 0-30°. Ademas, estan contenidos valores absolutos que se pueden usar

eventualmente cuando tambien estan paradas o estranguladas las otras instalaciones de referencia.

Si ahora esta parada una instalacion de energfa eolica o se hace funcionar de forma estrangulada, su potencia esperada y por consiguiente la energfa generada esperada se puede calcular a partir de al menos una potencia real 5 o energfa real de una otra instalacion de energfa eolica a traves del factor de correlacion.

Al final de un periodo acordado, como por ejemplo anualmente o mensualmente, se puede calcular por consiguiente la disponibilidad basada en la produccion (PBA). Preferentemente se toman por base como datos de referencia solo aquellos datos que se han registrado durante el funcionamiento no estrangulado. Cuanto mas tiempo se ha hecho 10 funcionar el parque eolico ya en el funcionamiento no estrangulado - aqu pueden situarse en medio los periodos en los que no fue el caso - tanto mas completa y eventualmente mejor puede ser la base de datos.

La tabla mostrada arriba se puede registrar ademas para diferentes direcciones del viento y diferentes velocidades del viento o tambien otras condiciones lfmite, de modo que para un parque eolico u otra reunion de instalaciones de 15 energfa eolica estan presentes muchas tablas semejantes o forman conjuntamente una base de datos.

A continuacion la invencion se explica a modo de ejemplo mediante formas de realizacion en referencia a los dibujos adjuntos.

20 Figura 1 muestra una instalacion de energfa eolica conocida.

Figura 2 muestra un diagrama de flujo para la deteccion de los coeficientes de correlacion.

Figura 3 muestra un programa operativo para la determinacion de la energfa desaprovechada.

25

Segun la figura 2 se registran los parametros de correlacion para la relacion de varias instalaciones de energfa eolica entre sf. En particular esto esta dirigido a la correlacion de algunas o todas las instalaciones de energfa eolica de un parque eolico. En el bloque de medicion 200 se mide la potencia de cada una de las instalaciones de energfa eolica. Esto significa habitualmente que la potencia disponible de todos modos en cada instalacion de energfa eolica 30 se usa o se proporciona para las siguientes etapas. Esta facilitacion de la potencia como tambien de los otros datos necesarios a intercambiar se puede realizar, por ejemplo, a traves de un asf denominado sistema SCADA.

En el bloque de calculo 202 se calculan los factores de correlacion entre las potencias registradas respectivamente en el bloque de medicion 200. La formula para ello es:

35

Kij

Pi

Pj

El factor Kij representa la correlacion entre la potencia Pi de la instalacion de energfa eolica i y la potencia Pj de la instalacion de energfa eolica j. Los indices i y j son por consiguiente variables en curso enteras.

40

Los factores de correlacion Kij asf calculados se almacenan luego en una matriz en la siguiente etapa en el bloque de almacenamiento 204. La matriz se corresponde, por ejemplo, con la tabla 1.

En este desarrollo simplificado segun los bloques 200, 202 y 204 se registran y almacenan todos los factores de 45 correlacion entre todas las instalaciones de energfa eolica del parque en respectivamente las mismas condiciones lfmite. Segun las condiciones se selecciona la matriz correspondiente que esta ligada por consiguiente con las condiciones lfmite correspondientes como direccion del viento y velocidad del viento. El desarrollo bosquejado presupone en primer lugar que todas las instalaciones de energfa eolica estan en el funcionamiento normal, es decir, funcionan de forma no estrangulada. Eventualmente tambien se pueden considerar las instalaciones de energfa 50 eolica estranguladas, o la potencia de las instalaciones de energfa eolica estranguladas no se considera y correspondientemente tampoco se calculan los factores de correlacion en cuestion. Luego quedan libres las entradas correspondientes en la matriz.

A traves del bloque de repeticion 206 se repite sucesivamente el procedimiento representado. Para ello se puede 55 fijar, por ejemplo, un tiempo de repeticion T que puede ser, por ejemplo, de 10 min. El proceso representado de la figura 2 se realizana luego cada 10 min.

Si en el caso de repeticion se determina un factor de correlacion o varios factores de correlacion para los que ya estan almacenados valores, entonces el respectivo factor de correlacion recien determinado se puede desechar, puede sustituir el factor de correlacion ya presente en su lugar o se puede mejorar el factor de correlacion almacenado, en tanto que por ejemplo se forma una promediacion de todos los valores registrados hasta ahora de 5 este factor de correlacion. Tambien puede estar previsto considerar solo algunos, como por ejemplo los ultimos 10 valores y formar correspondientemente un valor promedio.

La figura 3 muestra un procedimiento que observa en primer lugar solo dos instalaciones de energfa eolica, a saber, una instalacion de energfa eolica de referencia y una primera instalacion de energfa eolica. El procedimiento de la 10 figura 3 se puede extender a diversas instalaciones de energfa eolica o pares de instalaciones de energfa eolica, hasta que se han considerado todas las instalaciones de energfa eolica del parque eolico. A este respecto, el procedimiento mostrado tambien se puede realizar varias veces en paralelo respecto a diferentes instalaciones de energfa eolica. Aqrn el calculo y/o transmision de datos necesaria tambien se puede realizar con la ayuda de un sistema SCADA.

15

La figura 3 muestra en primer lugar un primer bloque de consulta 300, en el que se examina si la instalacion de energfa eolica de referencia seleccionada trabaja en el funcionamiento normal, es decir no estrangulado. Si este no es el caso, entonces se puede seleccionar otra instalacion de energfa eolica como instalacion de energfa eolica de referencia segun el bloque de cambio 302. Con esta siguiente instalacion de energfa eolica se comenzara en primer 20 lugar de nuevo en el primer bloque de consulta 300.

Ademas, la instalacion de energfa eolica de referencia recien examinada, que no esta en el funcionamiento normal, en particular esta parada, se puede seleccionar como primera instalacion de energfa eolica. Esto tambien se muestra mediante el bloque de seleccion 304. La primera instalacion de energfa eolica es en este caso aquella para 25 la que se puede determinar la potencia desaprovechada o energfa desaprovechada, para la que se debe calcular entonces la potencia o energfa a esperar.

En cuanto una instalacion de energfa eolica de referencia seleccionada trabaja de forma no estrangulada, el primer bloque de consulta 300 se ramifica en el segundo bloque de consulta 306. El segundo bloque de consulta 306 30 examina basicamente lo mismo que tambien ha examinado el primer bloque de consulta 300, no obstante, para la primera instalacion de energfa eolica. Si la primera instalacion de energfa eolica trabaja de forma no estrangulada, es decir, en el funcionamiento normal, entonces el segundo bloque de consulta 306 se sigue ramificando en el bloque de calculo 308. En el bloque de calculo 308 se calcula el factor de correlacion K a partir de los coeficientes de la potencia de la primera instalacion de energfa eolica y de la potencia de la instalacion de energfa eolica de 35 referencia. En el bloque de almacenamiento 310 adyacente se almacena este factor de correlacion K en una base de datos. A este respecto, se registran preferentemente las condiciones lfmite, como las direcciones del viento y velocidades del viento predominantes. Finalmente el procedimiento regresa de nuevo despues del bloque de almacenamiento 310 al segundo bloque de consulta 306, y los boques 306, 308 y 310 se recorren de nuevo, posiblemente tras un retardo temporal de por ejemplo 10 minutos. Si el procedimiento trabaja en este bucle de estos 40 tres bloques 306, 308 y 310, entonces tiene lugar basicamente una adquisicion de los factores de correlacion K especialmente para estas dos instalaciones de energfa eolica, a saber una instalacion de energfa eolica de referencia y la primera instalacion de energfa eolica. Las instalaciones de energfa eolica se situan entonces en el funcionamiento normal y a este respecto elaboran poco a poco la base de datos que se necesita para el funcionamiento no normal.

45

Si en el segundo bloque de consulta 306 se constata que la primera instalacion de energfa eolica no se situa en el funcionamiento normal, es decir, trabaja de forma estrangulada o esta parada, entonces se ramifica al bloque de lectura 312. En este bloque se lee ahora el factor de correlacion K conforme a la base de datos elaborada anteriormente, en particular considerando las condiciones lfmite como la velocidad del viento y direccion del viento 50 predominantes. Si el factor de correlacion en cuestion no esta almacenado en la base de datos, entonces se puede interpolar eventualmente a partir de otros factores de correlacion ya presentes.

Con el factor de correlacion K lefdo se puede determinar luego en el bloque de determinacion 314 a partir de la potencia de referencia PRef de la instalacion de energfa eolica de referencia la potencia esperada de la primera 55 instalacion de energfa eolica. Esta potencia se designa aqrn como Pis.

En el bloque de determinacion de la energfa 316 se realiza luego la determinacion de la energfa asociada a traves de la integracion de la potencia Pis estimada o esperada durante el tiempo correspondiente. Dado que aqrn se parte de forma simplificada de una potencia constante Pis para el lapso de tiempo en cuestion, la energfa se calcula

mediante la multiplicacion de Pis con el valor de tiempo T correspondiente. Esta energfa se puede adicionar a la energfa Es ya calculada anteriormente para sumar la ene^a en cuestion a esperar durante un periodo de observacion, como por ejemplo un mes o un ano.

5 El factor de tiempo T del bloque de determinacion de energfa 316 se puede corresponder con el factor de tiempo T del bloque de repeticion 206 de la figura 2. Pero esto no es una conduccion previa forzosa. En particular puede ser que cada 10 minutos se repitan las etapas descritas y se determina una potencia estimada en el bloque de determinacion 314. Pero a este respecto la primera instalacion de energfa eolica puede no estar en el funcionamiento normal posiblemente por ejemplo 5 min. Esta informacion esta a disposicion del procedimiento 10 mostrado y, en este ejemplo, pese a un periodo de repeticion de 10 min tomana por base el calculo de energfa solo el periodo de tiempo de 5 min.

Despues de que se ha determinado o anadido la energfa en el bloque de determinacion de energfa 316, comienza el procedimiento de nuevo en el segundo bloque de consulta 306 segun se ha descrito.

15

Claims

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento para la elaboracion de una base de datos que comprende varias leyes de correlacion, en particular factores de correlacion, para la determinacion de la energfa desaprovechada, que durante una parada o

5 un estrangulamiento de una primera instalacion de ene^a eolica no se puede convertir en energfa electrica por esta, a partir de la potencia registrada de al menos una instalacion de energfa eolica de referencia operada de forma estrangulada o no estrangulada, que comprende las etapas:

deteccion simultanea de la potencia instantanea de la primera instalacion de energfa eolica y de al menos una 10 instalacion de energfa eolica de referencia durante el funcionamiento estrangulado o no estrangulado,

determinacion respectivamente de una ley de correlacion, en particular factor de correlacion, que describe una relacion entre la potencia de la primera instalacion de energfa eolica y la potencia de la al menos una instalacion de energfa eolica de referencia y 15

almacenamiento de al menos una ley de correlacion o factor de correlacion en funcion de al menos una condicion lfmite.
2. Procedimiento para la elaboracion de una base de datos segun la reivindicacion 1, caracterizado 20 porque la al menos una condicion lfmite esta seleccionada de la lista que comprende

- la direccion del viento actual,

- la velocidad del viento actual,

25

- la potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia,

- la temperatura exterior actual y 30 - la densidad del aire actual

y/o porque para la primera instalacion de energfa eolica, la instalacion de energfa eolica de referencia y/o para otras instalaciones de energfa eolica se almacena la potencia instantanea en funcion de al menos una condicion lfmite.

35 3. Procedimiento para la elaboracion de una base de datos segun la reivindicacion 2, caracterizado

porque

- la direccion del viento actual,

40 - la velocidad del viento actual,

- la potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia,

- la temperatura exterior actual y/o 45

- la densidad del aire actual

se subdivide en rangos discretos para el uso como condicion lfmite.

50 4. Procedimiento para la elaboracion de una base de datos segun una de las reivindicaciones anteriores,

caracterizado porque las leyes de correlacion o factores de correlacion se registran y almacenan durante el funcionamiento normal para llenar la base de datos de este modo sucesivamente con los factores de correlacion y porque opcionalmente y/o en funcion de la necesidad se calculan las leyes de correlacion o factores de correlacion iodavfa no determinados mediante medicion, en particular se interpolan o extrapolan.

55
5. Procedimiento para la elaboracion de una base de datos segun una de las reivindicaciones anteriores,

caracterizado porque para diferentes valores o diferentes combinaciones de valores de una o varias condiciones lfmite se registra respectivamente un juego de leyes de correlacion o un juego de factores de correlacion para tres o mas instalaciones de energfa eolica, describiendo aqrn respectivamente una ley de correlacion o factor de

correlacion la correlacion respectivamente de dos instalaciones de energfa eolica.
6. Procedimiento para la deteccion de la ene^a desaprovechada, que debido a la parada o el estrangulamiento de una primera instalacion de ene^a eolica no se puede convertir en energfa electrica por esta,

5 que comprende las etapas:

- deteccion de la potencia actual de al menos una instalacion de energfa eolica de referencia durante el funcionamiento estrangulado o no estrangulado,

10 - calculo de la potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica a partir de la potencia de al menos una instalacion de energfa eolica de referencia y una ley de correlacion registrada de antemano, en particular un factor de correlacion registrado de antemano, que para este punto de funcionamiento indica una correlacion entre la potencia de la instalacion de energfa eolica de referencia correspondiente y una potencia a esperar de la primera instalacion de energfa eolica, y 15

- calculo de la energfa desaprovechada a partir de la potencia calculada a esperar y un lapso de tiempo asociado, en el que

se usa la ley de correlacion registrada de antemano o el factor de correlacion registrado de antemano de una base 20 de datos elaborada de antemano, y

la base de datos se ha elaborado por un procedimiento que comprende las etapas

deteccion simultanea de la potencia instantanea de la primera instalacion de energfa eolica y de al menos una 25 instalacion de energfa eolica de referencia durante el funcionamiento estrangulado o no estrangulado,

determinacion respectivamente de una ley de correlacion, en particular factor de correlacion, que describe una relacion entre la potencia de la primera instalacion de energfa eolica y la potencia de la al menos una instalacion de energfa eolica de referencia y 30

almacenamiento de al menos una ley de correlacion o factor de correlacion en funcion de al menos una condicion lfmite.
7. Procedimiento para la deteccion de la energfa desaprovechada segun la reivindicacion 6, 35 caracterizado porque se selecciona uno o el factor de correlacion a partir de varios factores de correlacion

almacenados, en funcion de

- la direccion del viento actual,

40 - la velocidad del viento actual,

- la potencia actual de la instalacion de energfa eolica de referencia,

- la temperatura exterior actual y/o 45

- la densidad del aire actual.
8. Procedimiento para la deteccion de la energfa desaprovechada segun una de las reivindicaciones 6 o

7, caracterizado porque la al menos una instalacion de energfa eolica de referencia se selecciona en funcion de la 50 direccion del viento predominante actualmente y/o porque varias instalaciones de energfa eolica se seleccionan y

usan como instalaciones de energfa eolica de referencia para calcular respectivamente una potencia a esperar, de modo que se calculan varias potencias a esperar y se calcula una potencia media a esperar a partir de varias potencias a esperar, en particular mediante promediacion o a traves del metodo de mmimos cuadrados de errores.

55 9. Procedimiento para la deteccion de la energfa desaprovechada segun una de las reivindicaciones 6 o

8, caracterizado porque la direccion del viento actual y/o la velocidad del viento actual se detecta en la instalacion de energfa eolica de referencia, en la primera instalacion de energfa eolica y/o en otro punto de medicion, en particular un mastil de medicion.
10. Procedimiento para la deteccion de la ene^a desaprovechada segun una de las reivindicaciones 6 o

9, caracterizado porque se usa al menos uno o el al menos un factor de correlacion de una base de datos elaborada segun una de las reivindicaciones 1 a 5.

5 11. Instalacion de energfa eolica para la conversion de la energfa cinetica del viento en ene^a electrica,

en particular un control que esta preparado para realizar un procedimiento segun una de las reivindicaciones anteriores.
12. Parque eolico, que comprende varias instalaciones de energfa eolica, y un control que esta preparado 10 para realizar un procedimiento segun una de las reivindicaciones 1 a 10 para una instalacion de energfa eolica como

primera instalacion de energfa eolica y considerando al menos otra instalacion de energfa eolica del parque eolico como instalacion de energfa eolica de referencia.
13. Parque eolico segun la reivindicacion 12, que comprende un mastil de medicion para la deteccion de 15 las condiciones ambiente, en particular para la deteccion de una velocidad del viento predominante en el parque

eolico.
14. Parque eolico segun la reivindicacion 12 o 13, caracterizado porque el control esta previsto en una de las instalaciones de energfa eolica y/o en un o el mastil de medicion y/o porque el control esta preparado para

20 calcular la energfa desaprovechada opcionalmente para respectivamente cada instalacion de energfa eolica del parque eolico como primera instalacion de energfa eolica.