MX2013008634A

MX2013008634A - Metodo para determinar energia perdida.

Info

Publication number: MX2013008634A
Application number: MX2013008634A
Authority: MX
Inventors: Werner Hinrich Bohlen; Nuno Braga; Andreas Schmitz
Original assignee: Wobben Properties Gmbh
Priority date: 2011-02-08
Filing date: 2012-02-08
Publication date: 2013-10-03
Also published as: ES2607610T3; TWI498476B; AU2012215468B2; WO2012107469A1; TW201237265A; JP5799112B2; RU2543367C1; NZ613251A; DE102011003799C5; JP6054998B2; DK2673503T3; MX343749B; PT2673503T; JP2014506971A; EP2673503A1; CN103348135A; KR101608569B1; CL2013002244A1; PL2673503T3; CA2825071A1

Abstract

La presente invención se refiere a un procedimiento para la elaboración de una base de datos que comprende varias leyes de correlación, especialmente factores de correlación, para la determinación de la energía perdida, la cual durante una parada o un estrangulamiento de la producción de una primera planta de energía eólica no puede ser transformada por ésta en energía eléctrica, a partir de la potencia absorbida de por lo menos una planta de energía eólica de referencia operada con estrangulamiento o sin estrangulamiento, que comprende los pasos de una determinación simultánea de la potencia momentánea de la primera planta de energía eólica y por lo menos una planta de energía eólica de referencia en operación estrangulada o no estrangulada, determinación en cada caso de una ley de correlación que describe una relación entre la potencia de la primera planta de energía eólica y la potencia de por lo menos una planta de energía eólica de referencia, especialmente de correlación, y almacenamiento de por lo menos una ley de correlación y/o factor de correlación en función de por lo menos una condición límite.

Description

METODO PARA DETERMINAR ENERGIA PERDIDA Descripción de la Invención La presente invención se refiere a un procedimiento para la determinación de la energía perdida, la que no puede obtener la planta de energía eólica del viento durante una parada o un estrangulamiento . La invención se refiere además al registro de datos que pueden utilizarse para la determinación de la energía perdida mencionada: La presente invención se refiere también a una planta de energía eólica, en la cual se puede determinar tal energía perdida. La presente invención se refiere además a un parque eólico en el cual se puede determinar por lo menos la energía perdida de una planta de energía eólica.

Las instalaciones de energía eólica son conocidas en general. Comprenden, por ejemplo, una torre ¿ón;:;; una góndola ubicadas sobre ésta, la que comprende un rotor con palas de rotor, las cuales se encuentran dispuestas : en un cubo o un spinner, como se representa en la figura 1 en un ejemplo. El rotor, que comprende substancialmente las palas del rotor y el spinner, gira por el viento presente y acciona de este modo un generador, que transforma esta energía de movimiento en energía eléctrica o referida a un valor momentáneo en potencia eléctrica. Esta potencia eléctrica o energía eléctrica es alimentada usualmente a una red de Ref . 242519 suministro eléctrico y correspondientemente se encuentra a disposición de los consumidores. Frecuentemente se montan varias de tales instalaciones de energía eólica u otras de manera cercana una de otra pudiendo formar así un parque eólico se caracteriza normalmente, pero no obligatoriamente, por un punto de alimentación común. Con ello, toda la potencia generada por el parque eólico, es decir, la suma de todas las instalaciones de energía eólica del parque eólico, podrá ser alimentada de manera central en un lugar, es decir, el punto de alimentación en la red eléctrica.

Ocasionalmente podrá ocurrir que una planta de energía eólica es detenida o estrangulada, si bien las condiciones del viento permiten la operación de la planta de energía eólica, especialmente un funcionamiento sin estrangulación de la planta de energía eólica. Tal detención de la planta de energía eólica podrá ser necesaria, por ejemplo, para trabajos de mantenimiento o en caso de fallas. Podrá ocurrir también que para el control de la red. de suministro, el operador de la red que opera la red, indique para una planta de energía eólica para un cierto período de tiempo alimentar una potencia estrangulada o ninguna potencia. Un funcionamiento estrangulado entra en consideración, por ejemplo, también por motivos de protección contra emisiones, especialmente para la limitación de las emisiones de ruido por un funcionamiento con ruido reducido o para evitar o reducir el efecto de sombra titilante. Otros ejemplos posibles para una reducción son especificaciones del operador de la red acumulación de hielo o desconexión al recorrer la instalación. Básicamente las reducciones o desconexiones podrán ser importantes por motivos de seguridad, como por ejemplo, por peligro de caída de hielo, y/o por motivos de protección contra emisiones como, por ejemplo, para reducción de ruido y/o por motivos técnicos internos como, por ejemplo, por sobretensión en la red de suministro acoplada, o cuando se reduce por ejemplo la aerodinámica debido a la acumulación de hielo.

Especialmente la detención periódica de la planta de energía eólica no es deseada por el operador de la planta de energía eólica, porque sufre pérdidas de bonificaciones por la falta de alimentación de energía eléctrica en la red de suministro. De acuerdo con el motivo de la desconexión o reducción podrá surgir un reclamo de bonificación - por la energía perdida contra un tercero, como por ejemplo el operador de la red. Por lo tanto, es importante determinar esta energía perdida, que básicamente represente un; valor ficticio. Es por ello deseable que esta cantidad de energía sea determinada lo más exactamente posible dado que en caso contrario no se puede determinar con exactitud la bonificación resultante y el operador de la planta de energía eólica podría ser beneficiado o perjudicado.

El registro de esa energía perdida es denominado también disponibilidad basada en la producción o disponibilidad eléctrica, la cual comúnmente est dada como un valor porcentual referido a la energía que podría haber sido producida sin interrupción. Este concepto se utiliza también a diferencia de la disponibilidad basada en el tiempo, la cual indica sólo el tiempo, por ejemplo referido en forma porcentual a un año completo, en el que la planta de energía eólica estuvo detenida y, por ello, no disponible.

Para la determinación de la disponibilidad basada en la producción o para la determinación de la energía perdida, para su cálculo podrá por ejemplo tomarse como' base la línea característica operativa de la planta de energía eólica correspondiente.

La línea característica operativa de la potencia generada en función de la velocidad del viento. En el: caso de que la planta de energía eólica fuera detenida o estrangulada podrá leerse de esta línea característica en base a la velocidad del viento existente y en base a una medición, la potencia correspondiente que la planta de energía eólica hubiera entregada de acuerdo con esta línea característica. Lo problemático es especialmente aquí que es difícil registra a la velocidad del viento existente en forma confiable y precisa. Si bien las instalaciones de energía eólica presentan normalmente un aparato de medición del viento, como por ejemplo un anemómetro, realmente se utiliza muy poco tal aparato para el control de la planta de energía eólica.. El punto operativo de una planta de energía eólica, por ejemplo se ajusta regularmente en función de un número de revoluciones del rotor o de la aceleración del rotor, en el caso de que la planta de energía eólica tenga un concepto de variación del número de revoluciones o es una planta de energía eólica con número de revoluciones variable. En otras palabras, la planta de energía eólica o su rotor es el único sensor de medición del viento confiable, el cual cuando está detenido no puede dar una información sobre la velocidad del viento.

Otra posibilidad sería utilizar un mástil de medición para la medición de la velocidad del viento, para utilizar con ello la velocidad del viento medida y determinar a través de la línea característica mencionada la potencia, la cual podría haberse producido de acuerdo con la línea de referencia. Pero aquí también existe una inseguridad de la precisión del mástil de medición. Además se tiene qué el mástil de medición de la planta de energía eólica correspondiente está montado en forma alejada teniendo con ello falsificaciones entre la velocidad del viento · en el mástil de medición y las que aparecen en la planta de energía eólica correspondiente.

Además, como se tiene en cuenta sólo la velocidad del viento en la línea característica mencionada, la misma no podrá caracterizar en forma suficiente al viento. Por lo tanto, el viento podrá tener por ejemplo para un valor medio de cálculo dependiendo de si es muy uniforme o muy racheado, efectos diferentes sobre la planta de energía eólica y con ello llevar a una generación de potencia diferente.

También ya se ha propuesto relacionar entre sí un mástil de medición o un así llamado meteomástil con una o más estaciones meteorológicas, para mejorar con ello las informaciones sobre el estado del tiempo existente, especialmente con respecto al viento reinante. Especialmente aquí, las mediciones de meteomástil son menos sensibles a las oscilaciones locales del viento.

Por lo tanto, la invención tiene como objeto, eliminar o reducir, por lo menos uno de los problemas mencionados más arriba, especialmente deberá proponer" una solución que genere una determinación más precisa de la energía perdida o de la disponibilidad basada en la producción. Por lo menos deberá proponerse una solución alternativa.

De acuerdo con la invención se propone un procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 como así también de conformidad con la reivindicación 6.

Por lo tanto, se recomienda un procedimiento para la elaboración de una base de datos. Esta base de: datos abarca varios, especialmente una gran cantidad de factores correlativos, que se emplean en la determinación de energía perdida. La energía perdida se registra especialmente de tal modo como se reclama en la reivindicación 6. Por lo tanto, se considera un caso en el que una primera planta de energía eólica se encuentra detenida o es operada de modo estrangulado .

Para simplificar la explicación se parte primero de una planta de energía eólica que se encuentra detenida. En este caso se registra la potencia actual de por lo menos una planta de energía eólica de referencia, que trabaja sin estrangulamiento . Básicamente podrá partirse también de una planta de energía eólica de referencia que opera en un estado de estrangulamiento. Para una mejor explicación se parte primero de planta de energía eólica no estrangulada. Esta planta de energía eólica que opera en forma no estrangulada entrega una potencia que puede ser medida, o cuyo valor está contenido en el control de esta planta de energía eólica de referencia de manera que pueda ser llamado. A partir de esta potencia conocida se .calcula a través de una correlación registrada con antelación, especialmente a través de un factor de correlación registrado con antelación, la potencia prevista de la primera planta de energía eólica que se encuentra actualmente detenida. Si por ejemplo la planta de energía eólica de referencia es operada en forma no estrangulada y entrega con ello una potencia de 1 MW y el factor de correlación es de por ejemplo 1.2, la potencia esperada de la primera planta de energía eólica que se encuentra actualmente detenida podrá estimarse en 1.2 MW. Bajo valores actuales como, por ejemplo, potencias o condiciones ambientales como la dirección del viento, se entienden básicamente valores momentáneos o condiciones reinantes momentáneas .

Este factor de correlación es tomado para ciertos puntos operativos y no sólo se toma como base un factor de correlación entre una planta de energía eólica de referencia y la primera planta de energía eólica, sino muchos, especialmente una gran cantidad de factores de correlación. Básicamente podrá describirse una correlación entre la potencia de la planta' de energía eólica y la potencia de la primera planta de energía eólica de modo diferente que mediante un factor, como por ejemplo mediante una función de primer orden o superior. La utilización de factores presenta, sin embargo, una solución relativamente simple. La exactitud de la determinación de la potencia a esperar de la: primera planta de energía eólica a partir de la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia es posible a través de la determinación y utilización de muchos factores,! qüe se emplean para las muchas situaciones correspondientes y que fueron tomados anteriormente en forma correspondiente.

La invención se refiere, con ello, tanto al registro de la energía perdida como también al registro de los factores de correlación necesarios para ello y con ello a la elaboración de una base de datos correspondiente.

Preferentemente estas correlaciones, que pueden denominarse también como leyes de correlación, especialmente los factores de correlación que dependen de las condiciones de borde, son registradas y almacenadas correspondientemente. Podrán registrarse con ello correlaciones entre la primera planta de energía eólica y otra planta de energía eólica de referencia u otras instalaciones de energía eólica de referencia.

De conformidad con cualquier modalidad, se registran valores absolutos de la potencia en puntos operativos correspondientes, especialmente dependientes de la velocidad del viento o de la dirección del viento-. El registro ocurre preferentemente para cada planta de energía eólica, pero alternativamente o adicionalmente ' podrá registrarse como un valor para todo el parque eólico. Preferentemente estos valores son registrados junto- con factores de correlación para cada planta de energía eólica y descargados en una base de datos. Estos valores absolutos puede usarse entonces, cuando no se encuentra a disposición una planta de energía eólica de referencia razonable, especialmente, cuando todas las instalaciones de energía eólica en un parque eólico son operadas en forma estrangulada o son detenidas. Este puede ser el caso, por ejemplo, al reducir la potencia de suministro de todo el parque eólico de acuerdo con una especificación del operador de la red. En este caso o en un caso similar, se selecciona de la base de datos para cada planta de energía eólica del parque eólico la potencia esperada, en función de la velocidad del viento y de la dirección del viento. De aquí podrá calcularse la energía esperada de la planta de energía eólica correspondiente y también del parque eólico en total.

Mediante la medición y almacenamiento concretos de valores de potencia reales en función de la dirección del viento y de la velocidad del viento se obtiene una base muy precisa y fácilmente reproducible para la determinación de la potencia esperada. Se evita una elaboración y utilización de modelos más complejos. Para la determinación de la potencia total esperada de un parque eólico se suman por ejemplo, las potencias individuales esperadas de la planta de energía eólica, o por ejemplo, se seleccionan de una base de datos una potencia total almacenada esperada del parque eólico. La fuerza del viento y la dirección del viento se registran, por ejemplo, en un punto central en el parque eólico, especialmente en un mástil de medición. Por lo demás todos los aspectos, aclaraciones y modalidades con los factores de correlación se corresponden también de acuerdo al sentido para el almacenamiento y utilización de valores de potencias absolutos en tanto se apliquen.

Preferentemente se toman correlaciones entre todas las instalaciones de energía eólica de un parque eólico. Al almacenar, utilizando varias instalaciones de energía eólica de referencia se almacenan también con las correlaciones correspondientes la planta de energía eólica correspondiente. Podrán utilizarse por ejemplo varias instalaciones de energía de referencia, para seleccionar según otras condiciones de borde por lo menos una planta de energía eólica de referencia adecuada, y/o podrán utilizarse varias instalaciones de energía eólica de referencia, para determinar en forma redundante la potencia esperada y con ello ejecutar una comparación para la minimización de errores. También podrán emplearse varias instalaciones de energía eólica de referencia, para entonces poder determinar también una potencia esperada de la primera planta de energía eólica, cuando por motivos impredecibles falla una planta de energía eólica de referencia.

Preferentemente la selección de una planta de energía eólica de referencia se realiza en función de condiciones de borde como, por ejemplo, la dirección del viento. Dado el caso, en función de la dirección del viento, una planta de energía eólica de referencia podrá ser entonces más o menos representativa del comportamiento de la primera planta de energía eólica, es decir, de la planta de energía eólica a revisar. Si por ejemplo se encuentra un obstáculo entre la primera planta de energía eólica y la planta de energía de referencia seleccionada, esto podrá llevar por lo menos a un desacoplamiento parcial del comportamiento de ambas instalaciones de energía eólica, cuando el viento de la planta de energía eólica de referencia sopla hacia la primera planta de energía eólica o al revés. Si el viento se encuentra de modo que mirando hacia la dirección del viento ambas instalaciones de energía eólica se encuentran una al lado de la otra, la influencia de tal obstáculo es muy pequeña.

Una planta de energía eólica de referencia es, lo que es comprensible para el experto en el arte, una planta de energía eólica de referencia cercana a la primera planta de energía eólica. Esta cercanía podrá ser una distancia de varios cientos de metros o de hasta uno o varios kilómetros, siempre y cuando se pueda esperar que el comportamiento de la planta de energía eólica de referencia tenga una relación suficiente en su comportamiento con la primera planta de energía eólica. Esto puede depender de circunstancias concretas como por ejemplo, el terreno. Cuanto más uniforme sea el terreno, menos obstáculos presente el terreno, tanto más se puede esperar que una planta de energía eólica de referencia montada a una gran distancia tenga todavía una relación suficiente con la primera planta de energía eólica.

Con preferencia, la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia, la dirección actual del viento actual y/o la velocidad actual del viento forman una condición de borde, para la cual y dependiendo de la misma se registra y almacena la correlación. A continuación"', se explica el procedimiento en relación con los factores de correlación. Las explicaciones son básicamente transferibles también a otras correlaciones. Preferentemente la dirección actual del viento y la velocidad actual del viento forman una condición de borde. Por consiguiente, se registra un factor de correlación entre la primera planta de energía eólica y la planta de energía eólica de referencia correspondiente que depende tanto de la dirección del viento como de la velocidad del viento. Así, por ejemplo, podrá existir un factor de correlación de 1.2 con una velocidad del viento dé 1.2 con una velocidad del viento de 7 m/s y una dirección del viento del norte, mientras que por el contrario con la misma velocidad del viento pero con una dirección del viento del sur, se registra por ejemplo, un factor de correlación de 1.4. Si la velocidad del viento, para mencionar otro ejemplo, es de sólo 6 m/s con la misma dirección del viento el factor de correlación podrá ser de por ejemplo 1. Todos estos valores son registrados y cargados en una base de datos. En el ejemplo con la dirección del viento y la velocidad del viento como una condición de borde se produce un campo de base de datos bidimensional para cada planta de energía eólica de referencia. Si se registran estos valores para varias instalaciones de energía eólica de referencia se produce, hablando figurativamente, un campo de datos tridimensional es con la identificación de la plantea de energía eólica de referencia como otra dimensión modifióable . Esta forma de almacenamiento o de armado de la base de 'íátos podrá ser configurada de modo que para todas las instalaciones de energía eólica de un parque eólico se registran factores de correlación y se almacenan en una matriz y se registra para cada valor de una condición de borde una de esas matrices.

Alternativa o adicionalmente la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia podrá usarse como condición de borde. Esta potencia podría tomarse como, base por ejemplo en lugar de la velocidad del viento. De acuerdo con ello se determinará primero como condición de borde la dirección del viento reinante, por ejemplo, viento del norte y la potencia existente, por ejemplo, 1 MW. Luego se determine la relación entre la potencia de la primera planta de energía eólica y la planta de energía eólica de referencia y para estas condiciones de borde, es decir, viento del norte y potencia generada de 1 MW se carga en la base de dátos para esta primera planta de energía eólica de referencia. Si se detiene la primera planta de energía eólica por ejemplo para un mantenimiento, podrá determinarse su potencia esperada. Para ello, se selecciona de la base de datos el factor de correlación para las condiciones de borde, es decir, por ejemplo el factor de correlación para viento del norte con una velocidad del viento de 7 m/s, o alternativamente, cuando la base de datos o el juego de banco de datos está armado correspondientemente, se selecciona de la base de datos el factor de correlación para la condición de borde de viento del norte y 1 MW de potencia generada. Este factor de correlación se multiplica en los casos descritos con la potencia generada de la planta de energía eólica de referencia, para determinar la potencia esperada de la primera planta de energía eólica.

En la segunda alternativa descrita, la potencia momentánea generada de la planta de energía eólica de referencia tiene por ello una función doble. En primer lugar se utiliza para seleccionar el factor de correlación asignado de la base de datos, y luego se utiliza para calcular con el factor de correlación seleccionado la potencia esperada de la primera planta de energía eólica.

Preferentemente, la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia, en tanto se utilice como condición de borde, la dirección actual del viento y/o la velocidad actual del viento son divididos en ¦ sectores discretos. Con ello, podrá limitarse el tamaño de la base de datos. Si se divide, por ejemplo, la potencia de la planta de energía eólica de referencia en pasos de 1% referido a su potencia nominal, para una planta de energía eólica con una potencia nominal de 2 MW se tendrá entonces una división de sectores de 20 KW o pasos. Esto se refiere solamente a la potencia, en tanto se la utilice como condición de borde, es decir, se la utilice para dejar el factor de correlación en la base de datos o seleccionarlo de la base de datos. Para el cálculo concreto de la potencia esperada de la primera planta de energía eólica se multiplica el factor de correlación con la potencia que no está dividida en sectores discretos. Por supuesto que podría tomarse una multiplicación con la potencia dividida en sectores discretos, especialmente cuando los sectores discretos se encuentran en el orden de la dimensión de la exactitud de la medición de la potencia.- La velocidad del viento podrá dividirse por ejemplo en pasos o sectores de 0.1 m/s y la dirección del viento podrá dividirse por ejemplo en sectores de 30°.

Si se toma por ejemplo para una planta de energía eólica de referencia con una velocidad de entrada o así llamada velocidad de conexión de 5 m/s y una velocidad nominal del' viento de 25 m/s una diferenciación de las velocidades del viento en sectores de 30° y una diferenciación de la velocidad del viento en pasos dé 0.1 m/s, esto dará por resultado un campo de datos de 360 grados/ 30 grados = 12 sectores de velocidad del viento por (20 m/s) (0.1 m/s) = 200 pasos de velocidad del viento y con ello un , campo de datos con 2400 campos, es decir, 2400 factores de correlación para esta planta de energía eólica de referencia del ejemplo.

Preferentemente, los factores de correlación en el funcionamiento regular son registrados y almacenados para llenar con ello la base de datos en forma sucesiva con los factores de correlación. Opcionalmente y/o en función del requerimiento podrán calcularse factores de correlación, que no pueden determinarse todavía por mediciones, de factores de correlación ya existentes, especialmente interpolados o extrapolados. También utilizando otra ley de correlación como un factor de correlación, por ejemplo, una función de correlación de primer orden podrá ocurrir una interpolación o extrapolación, por ejemplo, por interpolación o extrapolación de una de esa función de correlación. Por lo tanto, se recomienda que la primera planta de energía eólica y por lo menos una planta de energía eólica de referencia se opere independientemente de un requerimiento de factores de correlación. Con ello, se ajusta obligatoriamente, en tanto las instalaciones se operen realmente, un punto operativo determinado y con ello condiciones de borde correspondientes, como dirección del viento y velocidad del viento. Parajelio, se toma un factor de correlación y teniendo en cuenta las condiciones de borde existentes se almacena en la base de datos. Con preferencia, esto ocurre para todas las instalaciones de energía eólica del parque eólico entre sí. Si se modifica el punto operativo y con ello la condición de borde, se calcula nuevamente un factor de correlación y bajo las nuevas condiciones de borde y se almacena con ello en otra dirección de la base de datos.

Con ello, la base de datos abarca solamente los factores de correlación para las condiciones de borde, bajo las cuales se operó la planta de energía eólica. Si se desconecta la primera planta de energía eólica y se ajusta un punto operativo para la planta de energía eólica de referencia, para el cual hasta ahora no se había tomado un factor de correlación, podrá ser calculado el mismo de factores de correlación vecinos ya almacenados, es decir, de factores de correlación, que ya fueron tomados bajo condiciones de borde similares. Por ejemplo, el factor de correlación para una dirección del viento del sector- hasta 30° y velocidad del viento de 10 m/s podrá interpolarse de dos factores de correlación, de los cuales uno fue tomado para el sector de dirección del viento de 330 hasta 360 grados con una velocidad del viento de 9.9 m/s y el otro en un sector de dirección del viento de 30 hasta 60° con una velocidad del viento de 10.1 m/s. Este es sólo un ejemplo sencillo para un cálculo por interpolación. También podrán tomarse varios factores de correlación para el cálculo o evaluación de un factor de correlación faltante.

Si todavía no fueron tomados muchos factores de correlación, porque por ejemplo, las instalaciones de energía eólica de referencia no hace mucho tiempo que están en operación, especialmente durante el primer año de operación de un parque eólico, podrá realizarse el cálculo de la energía perdida retroactivo a todo el período de tiempo como, por ejemplo, el año pasado. Para ello, se almacenan los datos de la potencia generada de las instalaciones de referencia. Al final del período dado se podrá entonces calcular de los datos de potencia almacenados y de los factores de correlación registrados en ese tiempo la energía perdida. Esto tiene la ventaja que hasta ese momento pudieron registrarse más factores de correlación y con ello fueron necesarias menos interpolaciones o extrapolaciones o no fueron necesarias .

Como otras condiciones de borde podrán tomarse por ejemplo condiciones ambientales como temperatura, presión atmosférica, humedad del aire y densidad del aire, Estas condiciones de borde mencionadas como ejemplos, las cuales en parte están relacionadas físicamente podrán influenciar el funcionamiento de la planta de energía eólica y reflejarse correspondientemente en el factor de correlación correspondiente. La consideración de varias condiciones de borde puede llevar a una base de datos multidimensional para los factores de correlación.

De todos modos, el procedimiento de acuerdo con la invención es tolerante para el registro de la energía perdida con respecto a variaciones de las condiciones de borde y especialmente también con respecto a imprecisiones en las mediciones como de la velocidad del viento. El procedimiento propuesto presenta por lo menos un concepto de dos etapas .

En la primera etapa, se selecciona un factor de correlación que depende de las condiciones de borde. Teniendo en cuenta las condiciones de borde, este factor de correlación entrega una correlación muy precisa y especialmente confiable.

En la segunda etapa, se multiplica el factor de correlación correspondiente con la potencia de la planta de energía eólica de referencia. Con ello, podrán tenerse en cuenta factores de influencia como la densidad del aire, sin que estos deban ser incorporados. Si por ejemplo no se tiene en cuenta la densidad del aire como condición de borde en la selección del factor de correlación, la misma fluye indirectamente sin una medición explícita en la potencia de la planta de energía eólica de referencia. Con una densidad de aire resulta entonces una gran potencia correspondiente de planta de energía eólica, porque el aire con densidad' alta contiene más energía cinética. Mediante la multiplicación con el factor de correlación, independiente de la densidad del aire, se tiene entonces a mayor potencia de la planta de energía eólica de referencia también una potencia calculada esperada más alta de la primera planta de energía eólica. En una determinación* de la potencia esperada de la primera planta de energía eólica a través de una medición de la velocidad del viento y la línea característica de la primera planta de energía eólica, a la densidad del aire, para quedar en este ejemplo, no se la tendría en cuenta. Resultaría una potencia esperada calculada erróneamente de la potencia esperada de la primera planta de energía eólica.

El procedimiento es también tolerante, por ejemplo, con respecto a una medición imprecisa de la velocidad del viento. Esto es importante porque justamente la velocidad del viento es difícil de medir y está sujeta a grandes errores. En el procedimiento propuesto la velocidad del viento sólo se considera eventualmente en la determinación del factor de correlación. Si la velocidad del viento medida est por ejemplo 10% por encima de la velocidad real del viento, esto entra por un lado en la determinación y en el almacenamiento correspondiente del factor d e correlación correspondiente, pero por otro lado se refleja al seleccionar nuevamente el factor de correlación, cuando esto ocurre dependiendo de la velocidad del viento. Este error sistemático nombrado- como ejemplo se pone nuevamente al desnudo. En otras palabras la velocidad del viento sirve aquí solamente para el reconocimiento aproximado del punto operativo tomado como base. Hasta donde es erróneo el valor absoluto de la velocidad del viento, no se refleja mientras el mismo fue reproducido nuevamente.

Si durante la medición de la velocidad del viento se estableciera un error casual, lo cual no es de esperarse comúnmente en gran medida, ello podrá llevar a seleccionar un factor de correlación erróneo. Sin embargo, podría aquí seleccionarse por lo menos un factor de correlación de una velocidad del viento parecida, el cual debería variar en una menor medida que la velocidad del viento misma. También en este caso el procedimiento se muestra como tolerante a las faltas.

El procedimiento descrito hasta ahora para' el' caso de una detención de la primera planta de energía eólica puede transferirse básicamente también al caso de un estrangulamiento de la primera planta de energía eól'i'cá', Por ejemplo, si para la reducción del ruido es estrangulada la primera planta de energía eólica, y por el contrario una planta de energía eólica de referencia no es estrangulada porque es, por ejemplo, más pequeña, está básicamente construida con menor generación de ruido, o porque:: está montada a una mayor distancia de una población, como la primera planta de energía eólica, podrá definirse en la forma descrita más arriba la potencia a esperar de la primera planta de energía eólica en el funcionamiento no estrangulada. La energía perdida resulta de la diferencia entre la potencia en el funcionamiento estrangulado y la potencia calculada esperada en el funcionamiento no estrangulado. Para completar se hace mención todavía, lo que para el experto en el arte está claro, a que la energía perdida resulta de la potencia perdida integrada a lo largo del período relevante. En el caso más simple o simplificado esto significa una multiplicación de la potencia perdida con un periodo de tiempo correspondiente.

Preferentemente se recomienda que para la determinación de la potencia esperada de la primera planta de energía eólica se utilicen varias instalaciones de energía eólica de referencia. Al registrar los factores de correlación u otras correlaciones podrá procederse como se describió para cada planta de energía eólica de referencia de manera individual, de modo que resulta un juego de datos para cada planta de energía eólica de referencia. Podrán registrarse también simultáneamente las correlaciones entre todas las instalaciones de energía eólica y escribirse en una matriz. Cuando se icalcula en la detención de la] [primera planta de energía eólica su potencia esperada, esto podrá realizarse con ayuda de cada una de las instalaciones de energía eólica de referencia, seleccionando un factor de correlación para esta planta de energía eólica de referencia y multiplicando con su potencia momentánea, para calcular la potencia esperada de la primera planta de energía eólica. En el caso ideal resulta aquí de cada planta de energía eólica de referencia la misma potencia esperada de la primera planta de energía eólica. Si se alcanza este resultado ideal, esto confirma la calidad del cálculo de la potencia esperada. Pero si se producen desviaciones, podrán utilizarse las potencias esperadas determinadas varias veces y por lo tanto redundantes para calcular con ello una única potencia esperada. Para ello, podrá formarse por ejemplo un valor medio simple, adicionando todas las potencias determinadas y dividiendo por la cantidad. Dado el caso podrá sin embargo clasificarse una planta de energía eólica de referencia como más relevante, y el valor hallado por ella po'drá::: ser considerado más fuertemente a través de una ponderación. Otra posibilidad radica en la utilización del método del menor error cuadrático. Se determina entonces un valor de potencia esperado común, en el cual los cuadrados de cada desviación con respecto a las potencias esperadas determinadas individualmente dan el menor valor en la suma.

Preferentemente se registra la dirección actual del viento y/o la velocidad actual del viento en la planta de energía eólica de referencia, en la primera planta de energía eólica y/o en otro punto de medición, especialmente un mástil de medición. Cuando la primera planta de energía eólica se encuentra detenida, podrá estar todavía en funcionamiento una parte de la técnica de medición, como por ejemplo, la evaluación del anemómetro de la góndola y con ello determinarse la velocidad aproximada del viento de la primera planta de energía eólica y tomarla como base para avanzar con el procedimiento. Pero podrá ser ventajoso, utilizar la velocidad del viento de una planta de energía eólica de referencia, porque con esto se puede esperar una alta correlación con la potencia de esta planta de energía eólica de referencia. Para ello, debería en lo posible medirse en el mismo lugar para el registro de los factores de correlación y la selección de los mismos. La utilización de un mástil de medición podrá ser ventajosa porque aquí frecuentemente es posible una mejor medición de la velocidad del viento. En especial, una medición de la velocidad del viento en un mástil de viento no es afectada por un breve parpadeo por las palas del rotor, como es el caso normalmente en los anemómetros de góndolas de una planta de energía eólica en funcionamiento. Además, el mástil de medición' podrá representar un punto neutral para medición, cuando se utilizan varias instalaciones de energía eólica como instalaciones de energía eólica de referencia. Podrá ser ventajoso utilizar un mástil de medición, el cual está montado en un parque eólico y que entrega en general una dimensión de medición representativa para el parque eólico. La utilización de valores de una estación metereológica cercana, sea como valores inmediatos o para compararlos con los de la velocidad del viento medida con un mástil de medición o una planta de energía eólica, podrá ser ventajoso y mejorar la calidad de los resultados de la medición.

De acuerdo con la invención, una planta de energía eólica está equipada con un procedimiento descrito para el registro de las leyes de correlación especialmente de los factores de correlación y/o con un procedimiento para determinar una energía perdida.

De acuerdo con la invención se propone además un parque eólico, el cual esté equipado por lo menos con uno de los procedimientos descritos más arriba. En tal parque eólico, pero no sólo en este, podrá estar prepárá'do un intercambio de datos entre las instalaciones de energía eólica por ejemplo a través de SCADA. Tal sistema de intercambio de datos podrá usarse también,' para intercambiar los datos necesarios para el procedimiento descrito .

Con ello, se propone una solución, es decir un procedimiento correspondiente como también una planta de energía eólica o un parque eólico, con el cual se puede calcular energía perdida. Para ello, se calcula la potencia de una planta de energía eólica detenida o en funcionamiento estrangulado y a través del tiempo tomado como base podrá determinarse la energía perdida, es decir la energía que debería haberse generado, entregado y bonificado correspondientemente. Se trata aquí básicamente de una potencia ficticia o energía ficticia, la cual debe determinarse exactamente, tanto en interés de quien espera una bonificación como de quien debe dar esa bonificación para alcanzar en lo posible una evaluación justa.

Podrá calcularse así una disponibilidad basada en la producción de la planta de energía eólica. Tal disponibilidad basada en la producción, la cual se basa en el concepto inglés "production based availabitlity" también abreviada PBA', frecuentemente está dada como cociente entre la energía generada medida ("measured energy production" MEP) dividida por la energía generada esperada (.expected energy production" EEP) , en donde se toma como base un período de tiempo de un año o un período de tiempo de un mes. Para la disponibilidad basada en la producción PBA se tiene en cuenta, por ejemplo, un cálculo según la fórmula siguiente : ; PBA=MEP/EEP La PBA podrá definirse de manera diferente y podrán usarse correspondientemente otras fórmulas . También podrán definirse los parámetros de la fórmula de más arriba de manera diferente. A continuación se explica una posibilidad para los parámetros de la fórmula de más arriba.

La energía del año producida realmente (MEP) podrá tomarse mediante una unidad de medición correspondiente durante un año, como por ejemplo mediante un contador de corriente o contador de energía. Tal medición de la energía producida esta comúnmente preparada en una planta de energía eólica, y podrá recurrirse a estos datos.

La producción de energía esperada, es decir la conversión esperada de energía eólica en energía eléctrica (EEP) es por lo tanto la suma de la energía generada realmente (MEP) y de la energía perdida, cuyo cálculo o determinación se realiza, especialmente se mejora de acuerdo con la invención. De acuerdo con la invención se recomienda un procedimiento, en el que se correlacionan salidas de potencia entre instalaciones de energía eólica especialmente de un parque eólico. Una variante preferida consiste en, generar una matriz que contiene un factor de correlación entre cada planta de energía eólica considerada aquí, es decir especialmente entre cada planta de energía eólica de un parque. Una matriz de este tipo se muestra a continuación por ejemplo para una planta de energía eólica, denominadas como EC1, WEC2 , WEC3 , WEC4 hasta WECn en esta matriz. Los valores indicados son sólo valores tomados como ej emplo . . ' '.

Tabla 1 Esta matriz podrá considerarse como correlación de producción de referencia del parque eólicp. Esta matriz contiene por ejemplo los factores para una velocidad del viento de 8m/s y una dirección del viento de 30°, lo que puede definir un sector de 0-30°. Además, están contenidos valores absolutos, los cuales podrán utilizarse eventualmente , cuando las otras instalaciones de referencia están detenidas o estranguladas.

En tanto una sola planta de energía eólica esté detenida o funcionando de modo estrangulado, podrá calcularse su potencia esperada y con ello la energía generada esperada a partir de por lo menos una potencia efectiva o¦ energía efectiva de otra de las instalaciones de energía eólica a través del factor de correlación.

Al final de un período acordado, como por ejemplo anual o mensual, podrá calcularse así la disponibilidad basada en la producción (PBA) . Preferentemente se toman como base, como datos de referencia, sólo los datos que fueron tomados en el funcionamiento sin estrangulamiento . Cuanto más tiempo funcionó el parque eólico sin estrangulamiento, aquí podrá haber intercalado periodos en los cuales esto no fue el caso, tanto más completa y eventualmente mejor podrá ser la base de datos.

La tabla mostrada más arriba podrá además realizarse para diferentes direcciones del viento y diferentes velocidades del viento o también con otras condiciones de borde, de modo que para un parque eólico u otra agrupación de instalaciones de energía eólica haya muchas de esas tablas que juntas forman una base de datos.

A continuación, se describe la invención a modo ilustrativo en base a modalidades, haciendo referencia a las figuras adjuntas.

Figura 1 muestra una planta de energía eólica conocida , Figura 2 muestra un diagrama de bloque.s,,, para registrar coeficientes de correlación, Figura 3 muestra un diagrama de flujo para registrar la energía perdida, De acuerdo con la figura 2, se toman parámetros de correlación para la relación entre varias instalaciones de energía eólica entre sí. Especialmente esto está oriénfcado a la correlación de alguna o todas las instalaciones de energía de un parque eólico. En el bloque de medición 200 se mide la potencia de cada planta de energía eólica. Esto significa comúnmente, que la potencia disponible de todos modos en cada planta de energía eólica es usada o preparada para los pasos siguientes. Esta preparación de la potencia como así también de los demás datos a intercambiarse necesarios podrá ocurrir a través de un así llamado sistema SCADA.

En el bloque de cálculo 202 se calculan los factores de correlación entre las potencias registradas en el bloque de medición 200. La fórmula para esto es: Pi Kij= ¦_ Pj El factor Kij representa con ello la correlación entre la potencia Pi de la planta de energía eólica i y la potencia Pj de la planta de energía eólica j . Los índices i y j son con ello variables de control enteras.

Los factores de correlación Kij así calculados son almacenados entonces en el paso siguiente en el bloque de almacenamiento 204 en una matriz. La matriz se corresponde, por ejemplo, con la de la tabla 1.

En esta secuencia simplificada de acuerdo ,'cq'n los bloques 200, 202 y 204 se registran y almacenan todos los factores de correlación entre todas las instalaciones de energía eólica del parque con las mismas condiciones de borde. De acuerdo con las condiciones, se selecciona la matriz correspondiente, la cual está ligada con las correspondientes condiciones de borde, como dirección del viento y velocidad del viento. La secuencia esquematizada presupone que todas las instalaciones de energía eólica funcionan en servicio normal, es decir sin estrangulamiento . Eventualmente podrán tenerse en cuenta también instalaciones de energía eólica estranguladas, o no se tiene en cuenta la potencia de las instalaciones de energía eólica estranguladas y por lo tanto no se calculan los factores de correlación concernientes. Las entradas correspondientes en la matriz quedan entonces libres.

A través del bloque de repetición 206 se repite sucesivamente el procedimiento representando. Para ello, podrá definirse un tiempo de repetición T, el cual podrá ser, por ejemplo, de 10 min. El proceso representado en lá figura 2 sería realizado entonces cada 10 min.

Si en la repetición se determina un factor de correlación o varios factores de correlación, para los cuales ya se almacenaron valores, se podrá entonces descartar el factor de correlación nuevo, se podrá entonces reemplazar en su lugar un factor de correlación y existente o se podrá mejorar el factor de correlación almacenado, formando por ejemplo una formación de valor medio de todos los' valores registrados hasta ahora de este valor de correlación, es decir se forma este registro. Podrá preverse también, tener en cuenta solamente algunos, como por ejemplo, los últimos 10 valores y tomar correspondientemente un valor medio.

La figura 3 muestra un procedimiento, el cual considera primero sólo dos instalaciones de energía eólica, es decir, una planta de energía eólica de referencia y una primera planta de energía eólica. El procedimiento de la figura 3 podrá extenderse a diversas instalaciones de energía eólica o pares de instalaciones de energía eólica, hasta que se tengan en cuenta todas las instalaciones de energía eólica del parque eólico. El procedimiento mostrado también podrá realizarse repetidas veces en forma paralela en diferentes instalaciones de energía eólica. Aquí también podrá realizarse el cálculo y/o la transmisión de datos necesarios con ayuda de un SCADA.

La figura 3 muestra primero un primer bloque de consulta 300, en el que se controla, si la planta de energía eólica de referencia seleccionada trabaja en funcionamiento normal, es decir sin estrangulamiento . Si este no fuera el caso, se podrá seleccionar otra planta de energía eólicá como planta de energía eólica de referencia de acuerdo con el bloque de cambio 302. Con esta otra planta de energía eólica se comienza nuevamente en el primer bloque de consulta: 300.

Además, la planta de energía eólica de referencia recién revisada, que no funciona en el servicio normal, especialmente que se encuentra detenida, podrá seleccionarse como primera planta de energía eólica. Esto se muestra mediante el bloque de selección 304. La · primera planta de energía eólica es aquí aquella para la cual hay que determinar la potencia perdida o energía perdida, para la cual deberá calcularse la potencia o energía esperada.

Tan pronto una planta de energía eólica de referencia seleccionada trabaje sin estrangulamiento, el primer bloque de consulta 300 se ramifica hacia el segundo bloque de consulta 306. El segundo bloque de consulta 306 controla básicamente lo mismo que también controló el primer bloque de consulta 300, pero la primera planta de energía eólica. Si la primera planta de energía eólica trabaja sin estrangulamiento, es decir en servicio normal, el segundo bloque de consulta 306 se ramifica hacia el bloque de cálculo 308. En el bloque de cálculo 308 se calcula el factor de correlación K de los coeficientes de la potencia de la primera planta de energía eólica y de la potencia de la planta de energía eólica de referencia. En el bloque de almacenamiento 310 siguiente se almacena este factor de correlación K en una base de datos. Con ello, se incorporan también preferentemente condiciones de borde como direcciones del viento y velocidad del viento reinante. Finalmente se retrotrae el procedimiento luego del bloque de almacenamiento 310 hasta el segundo bloque de consulta 306 y los bloques 306, 303 y 310 son atravesados nuevamente, posiblemente luego de un retardo en el tiempo de por ejemplo 10 min. Si el procedimiento trabaja en este lazo de estos tres bloques 306, 308 y 310, se produce básicamente una adquisición de los factores de correlación K especialmente para estas dos instalaciones de energía eólica, es decir, una planta de energía eólica. Las instalaciones de energía eólica se encuentran entonces en funcionamiento normal y producen sucesivamente la base de datos, el cual es necesario para un funcionamiento en un servicio anormal.

Si se determina en el segundo bloque de consulta 306 que la primera planta de energía eólica no se encuentra en funcionamiento normal, es decir, que está trabajando en forma estrangulada o se encuentra detenida, se ramifica entonces hacia el bloque de lectura 312. En este bloque se selecciona entonces el factor de correlación K de acuerdo con la base de datos armado anteriormente, especialmente teniendo en consideración condiciones de borde como la velocidad del viento y la dirección del viento reinantes. Si el factor de correlación de referencia no se encuentra almacenado en la base de datos, podrá ser interpolado eventualmente de otros factores de correlación ya existente.

Con el factor de correlación K seleccionado;" podrá determinarse entonces en el bloque de determinación 314, de la potencia de referencia PRef de la planta de energía eólica de referencia la potencia esperada de la primera planta de energía eólica. Esta potencia se denomina aquí Pls.

En el bloque de determinación de energía 316 se realiza entonces la determinación de la energía asignada a través de la integración de la potencia estimada o esperada Pls a lo largo del tiempo correspondiente. Dado que aquí en forma simplificada se parte de una potencia Pls constante para el período de tiempo correspondiente, se calcula la energía mediante la multiplicación de Pls con el valor de tiempo T correspondiente. Esta energía podrá adicionarse a la energía Es calculada anteriormente, para sumar así la energía esperada concerniente a lo largo de un período de obsérvácion como por ejemplo un mes o un año.

El factor de tiempo T del bloque de determinación de energía 316 podrá corresponder al factor de tiempo T del bloque de repetición 206 de la figura 2. Pero esto rio* éjs una condición obligatoria. Especialmente podrá ser que se repitan los pasos descritos cada 10 min y se determine una potencia estimada en el bloque de determinación 314. Pero para ello la primera planta de energía podrá estar posiblemente por ejemplo recién 5 min fuera del servicio normal. Esta información se encuentra a disposición del procedimiento indicado y a pesar de un período de repetición de 10 min se tomaría como base en este ejemplo el cálculo de la energía sólo en el período de tiempo de 5 min.

Después que se determinó o completó la energía en el bloque de determinación de energía 316, arranca el procedimiento nuevamente en el segundo bloque de consulta 306 como se describió.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es él que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Procedimiento para la creación de una base de datos que comprende varias leyes de correlación, especialmente factores de correlación, para la determinación de la energía perdida, la cual durante una parada o un estrangulamiento de una primera planta de energía eólica no puede ser transformada por ésta en energía eléctrica, a partir de la potencia absorbida de por lo menos una planta de energía eólica de referencia operada con estrangulamiento o sin estrangulamiento, que comprende los pasos de: una determinación simultánea de la potencia momentánea de la primera planta de energía eólica y por lo menos una planta de energía eólica de referencia en operación estrangulada o no estrangulada, determinación en cada caso de una' ' ley de correlación que describe. una relación entre la potencia de la primera planta de energía eólica y la potencia de por lo menos una planta de energía eólica de referencia, especialmente factores de correlación, y almacenamiento de por lo menos una ley de correlación y/o factor de correlación en función de por lo menos una condición de borde.

2. Procedimiento para la creación de una base de datos de conformidad con la reivindicación 1, caracterizando porque por lo menos una condición de borde es seleccionada de la lista que comprende: - la dirección del viento actual, -la velocidad del viento actual, - la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia, - la temperatura exterior actual y - la densidad del aire actual, y/o porque para la primera planta de energía eólica, la planta de energía eólica de referencia y/o para otras instalaciones de energía eólica se almacena la potencia momentánea en función de por lo menos una condición de borde.

3. Procedimiento para la creación de una base de datos de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque: - la dirección del viento actual, - la velocidad del viento actual, - la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia, - la temperatura exterior actual y/o -la densidad del aire actual, se divide en sectores discretos para la utilización como condición de borde.

4. Procedimiento para la creación de una :base de datos de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque las leyes de correlación y/o los factores de correlación en el funcionamiento normal se registran y almacenan para llenar con ello en forma sucesiva a la base de datos con los factores de correlación y porque opcionalmente y/o dependiendo del requerimiento se calculan, especialmente se interpolan o extrapolan, las leyes de correlación y/o factores de correlación que no fueron determinados aún por medición.

5. Procedimiento para la creación de una base de datos de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque para diferentes valores y/o diferentes combinaciones de valores se registra una y/o varias condiciones de borde en cada caso un juego de leyes de correlación y/o un juego de factores de correlación para tres o más instalaciones de energía eólica, en donde en cada caso una ley de correlación y/o un factor de correlación describe en cada caso la correlación de dos de estas instalaciones de energía eólica.

6. Procedimiento para la creación de una base de datos, caracterizado porque comprende varios valores de potencia, para la determinación de la energía perdida, la cual durante una detención o un estrangulamiento de una primera planta de energía eólica no puede ser transformada por ésta energía eléctrica, que comprende los pasos de: registro de la potencia momentánea de por lo menos una primera planta de energía eólica en operación estrangulada o no estrangulada, almacenamiento de la potencia registrada en función de por lo menos una condición de borde.

7. Procedimiento para el registro de la energía perdida, el cual debido a la detención o al estrangulamiento de una primera planta de energía eólica no puede ser transformada en energía eléctrica por esta primera planta de energía eólica, caracterizado porque comprende los pasos de: - registro de la potencia actual de por lo menos una planta de energía eólica de referencia en operación estrangulada o no estrangulada, - cálculo de la potencia esperada de una primera planta de energía eólica a partir de la potencia de por lo menos una planta de energía eólica de referencia y una ley de correlación tomada de antemano, especialmente un factor de correlación tomado de antemano, el cual da para este punto operativo una correlación entre la potencia de la planta de energía eólica de referencia correspondiente y una potencia esperada de la primera planta de energía eólica, y -calculo de la energía perdida de la potencia calculada, esperada y un período de tiempo asignado, - y/o selección de un valor de potencia absoluto almacenado previamente de la primera planta de energía eólica o varias instalaciones de energía eólica en función de la dirección actual del viento y/o de la velocidad actual del viento, y - cálculo de la energía perdida de la energía esperada seleccionada y un periodo de tiempo asignado.

8. Procedimiento para el registro de la energía perdida de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque un y/o el factor de correlación es seleccionado" entre varios factores de correlación almacenados, en función de: -la dirección del viento actual, - la velocidad del viento actual, - la potencia actual de la planta de energía eólica de referencia, - la temperatura exterior actual y/o - la densidad del aire actual.

9. Procedimiento para el registro de la energía perdida de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 7 u 8, caracterizado porque por lo menos una planta de energía eólica de referencia es seleccionada en función de la dirección del viento actualmente reinante y/o porque se seleccionan y utilizan varias instalaciones de energía eólica como instalaciones de energía eólica de referencia para calcular en cada caso una potencia esperada, de modo que se calculan varias potencias esperadas, y se calcula una potencia media esperada de las varias potencias esperadas, especialmente por la formación del valor medio o por el método del error cuadrático más pequeño.

10. Procedimiento para el registro de la energía perdida de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 7 a 9, caracterizado porque se registra la dirección del viento actual y/o la velocidad del viento actual en la planta de energía eólica de referencia, en la primera planta de energía eólica y/o en otro punto de medición, especialmente un mástil de medición. .. .

11. Procedimiento para el registro de la energía perdida de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 7 a 10, caracterizado porque se utiliza por lo menos uno o el por lo menos un factor de corrección de una base de datos creado de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6.

12. Planta de energía eólica para la transformación de energía cinética del viento en energía eléctrica, caracterizado porque comprende un control, el cual está preparado para realizar un procedimiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes.

13. Parque eólico caracterizado porque comprende varias instalaciones de energía eólica y un control, que está preparado para una planta de energía eólica como primera planta de energía eólica y teniendo en cuenta por lo menos otra planta de energía eólica del parque eólico como planta de energía eólica de referencia para realizar un procedimiento de ' conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11.

14. Parque eólico de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque comprende un mástil de medición para registrar condiciones ambientales, especialmente parea registrar una velocidad del' viento reinante en el parque eólico.

15. Parque eólico de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 13 o 14, caracterizado porque el control está previsto en una de las instalaciones de energía eólica en uno o el mástil de medición y/o porque el control está preparado, alternativamente para cada planta de energía eólica del parque eólico como primera planta de energía eólica para calcular la energía perdida.