PT109213B - Método e sistema para a previsão da potência de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos e a gestão da integração da referida potência de saída numa rede elétrica - Google Patents

Abstract

A PRESENTE INVENÇÃO DIZ RESPEITO A UM MÉTODO E SISTEMA PARA A GESTÃO DE UMA REDE ELÉTRICA E, MAIS ESPECIFICAMENTE, UM MÉTODO E SISTEMA PARA A PREVISÃO DA POTÊNCIA DE SAÍDA DE UM GRUPO DE CENTROS ELETROPRODUTORES FOTOVOLTAICOS EM QUE O MÉTODO E O SISTEMA PERMITEM GERAR PREVISÕES DE POTÊNCIA FOTOVOLTAICA DE SAÍDA DE VÁRIOS CENTROS ELETROPRODUTORES FOTOVOLTAICOS (OU SEJA, DE UM GRUPO DE CENTROS ELETROPRODUTORES FOTOVOLTAICOS) DE MODO A QUE A POTÊNCIA FOTOVOLTAICA DE SAÍDA COMBINADA PREVISTA PARA O GRUPO (NORMALMENTE ASSOCIADA A UMA ÁREA GEOGRÁFICA PREDETERMINADA) SEJA IDÊNTICA OU MUITO APROXIMADA À POTÊNCIA FOTOVOLTAICA DE SAÍDA COMBINADA EFETIVA DO REFERIDO GRUPO. A INVENÇÃO REDUZ O CUSTO DO PLANEAMENTO E MOBILIZAÇÃO DE CENTROS ELETROPRODUTORES FOTOVOLTAICOS E MELHORA A EFICIÊNCIA DA GESTÃO DESSES CENTROS ELETROPRODUTORES FOTOVOLTAICOS ATRAVÉS DE PREVISÕES MAIS PRECISAS. EM RESULTADO DA INVENÇÃO, A ATRATIVIDADE DA TECNOLOGIA SOLAR RENOVÁVEL ENQUANTO FONTE DE ENERGIA AUMENTARÁ.

Description

MÉTODO E SISTEMA PARA AJUSTAR AUTOMATICAMENTE A REDUÇÃO DE POTÊNCIA INJETADA AO NÍVEL NODAL DE UMA REDE ELÉTRICA SUPORTADA PELA PREVISÃO DA POTÊNCIA DOS CENTROS

ELETROPRODUTORES FOTOVOLTAICOS

Campo Técnico

A presente invenção diz respeito a um método e sistema para a gestão de uma rede elétrica e, mais especificamente, um método e sistema para a previsão da potência de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos e a integração da referida potência de saída numa rede elétrica

Estado da Técnica Anterior

A taxa de crescimento acentuada da capacidade instalada de centros eletroprodutores fotovoltaicos em alguns países aumentou a necessidade de deter sistemas de gestão da rede elétrica muito mais eficientes e adaptáveis, uma necessidade que é particularmente sentida pelo Operador da Rede de Transporte (ORT), visto que tipicamente o ORT necessita de ter previsões precisas deste tipo de fontes de energia renovável devido às suas exigências de entrega.

Em países onde este tipo de produção de energia existe (ou seja, energia fotovoltaica), o ORT tem de lidar diariamente com o contributo flutuante deste tipo de fontes de energia renovável.

Atualmente, muitos ORT tentam lidar com estas flutuações e com a falta de previsões precisas utilizando apenas variáveis elétricas (por exemplo, tensão, corrente, potência ativa e frequência) e, de um modo geral, ignoram as vantagens de se ter em consideração a previsão do tempo.

Com efeito, de modo a gerir a integração da potência fotovoltaica de saída na rede elétrica, a abordagem tradicional dos ORT tem sido simplesmente restringir a integração da potência de saída fotovoltaica quando existe uma potência de saída superior à esperada. Tal é conhecido como método ou modo de controlo corretivo e tem a consequência de enfraquecer o sistema, visto que o ORT necessita de produzir energia para suportar a carga. O problema agudiza-se quando o ORT tem de gerir a integração da potência fotovoltaica de saída de diversos centros eletroprodutores fotovoltaicos diferentes.

Em resumo, até agora, os ORT têm-se centrado principalmente na segurança do sistema em termos de equilíbrio energético (equilíbrio de frequência) e de limites da rede (evitar sobrecargas).

Os ORT que têm em consideração as previsões meteorológicas na gestão da rede elétrica fazem-no tipicamente apenas para obter uma noção geral dos possíveis impactos na produção de energia num determinado período de tempo de médio a longo prazo. Com efeito, os ORT são atualmente incapazes de aproveitar adequadamente a informação disponível sobre o tempo e utilizá-la com a finalidade de gerir eficientemente a rede elétrica pela qual são responsáveis.

Existem alguns exemplos, no estado da técnica, de métodos e sistemas para a previsão da produção de energia fotovoltaica. Porém, estes métodos e sistemas têm sido, de um modo geral, insatisfatórios.

Com efeito, em termos gerais, os sistemas e os métodos do estado da técnica têm sido incapazes de proporcionar previsões muito precisas e atualizadas. Adicionalmente, os sistemas e métodos do estado da técnica centram-se em sistemas e métodos para a previsão da potência de saída de um único centro eletroprodutor fotovoltaico, não tendo adotado uma abordagem global integrada, ou seja, a previsão da potência de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos e a integração da potência de saída combinada desse grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos numa rede elétrica. O termo grupo significa no contexto da presente invenção, dois ou mais centros eletroprodutores fotovoltaicos.

Objetivos da invenção

À luz das fraquezas do estado da técnica, a presente invenção procura proporcionar um método e um sistema para gerar previsões nas quais a potência fotovoltaica de saída prevista de um centro eletroprodutor fotovoltaico venha a ser idêntica ou muito aproximada à potência fotovoltaica de saída efetiva.

Constitui também objetivo desta invenção ter um sistema e um método que sejam capazes de agregar as previsões de potência fotovoltaica de saída de vários centros eletroprodutores fotovoltaicos (ou seja, um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos) de modo a que a potência fotovoltaica de saída combinada prevista para o grupo (normalmente associada a uma área geográfica predeterminada) seja idêntica ou muito aproximada à potência fotovoltaica de saída combinada efetiva do referido grupo (normalmente associada a uma área geográfica pré-determinada).

Constitui igualmente objetivo desta invenção ter um sistema e um método de prever a potência fotovoltaica de saída de um centro eletroprodutor fotovoltaico ou de um grupo de centros electroprodutores fotovoltaicos em que as previsões se tornam cada vez mais precisos com o passar do tempo.

Descrição da Invenção método da invenção consiste num método implementado por computador para a previsão da potência de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos que integram uma rede elétrica, cada centro eletroprodutor compreendendo painéis fotovoltaicos, sendo tal método implementado por computador caracterizado por compreender as seguintes etapas:

- prever um resultado de potência de saída relativo a cada centro eletroprodutor fotovoltaico individual do grupo através:

- da inserção, num processador de dados, de uma previsão meteorológica de mesoscala relativa a um predeterminado período temporal futuro alargado e a uma área correspondendo à localização geográfica do referido centro eletroprodutor fotovoltaico, a referida previsão meteorológica de mesoscala compreendendo dados sobre a irradiação solar num plano horizontal com nebulosidade, temperatura ambiente, velocidade do vento e densidade do ar;

da inserção, no processador de dados, de dados em tempo real, fornecidos por um sistema SCADA (que significa Supervísory Control and Data Acquísítíon em inglês e sistema de Supervisão Controlo e Aquisição de Dados em português), sobre a radiação solar na localização geográfica do centro electroprodutor e a aplicação, através do processador de dados, de um algoritmo de persistência de radiação solar aos referidos dados em tempo real de modo a determinar uma previsão da radiação solar para o futuro próximo;

da inserção, no processador de dados, de dados em tempo real sobre a temperatura ambiente fornecidos por um pirómetro situado perto da localização geográfica do referido centro electroprodutor e a aplicação, através do processador de dados, de um algoritmo de persistência de temperatura ambiente aos referidos dados em tempo real de modo a determinar uma previsão da temperatura ambiente para o futuro próximo;

da inserção, no processador de dados, de imagens em tempo real de uma câmara aérea situada perto da localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico e de imagens em tempo quase real, fornecidas por um satélite, relativas à área correspondendo à localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico e a aplicação, através do processador de dados, de um algoritmo de índice de nebulosidade às referidas imagens de modo a determinar uma previsão da nebulosidade para o futuro próximo;

- do cálculo, através do processador de dados, de uma previsão de radiação solar para potência de saída real do referido centro eletroprodutor fotovoltaico para o período temporal futuro alargado, sendo imputadas no cálculo

- as previsões das etapas anteriores;

- dados sobre o ângulo de inclinação e a orientação dos painéis fotovoltaicos;

- dados sobre a área de superfície dos painéis fotovoltaicos;

- um fator da deterioração da eficiência relativo aos painéis fotovoltaicos;

um fator da perda de eficiência dos painéis fotovoltaicos relacionado com a previsão de temperatura ambiente para o futuro próximo;

- um fator da perda de eficiência da rede elétrica de acordo com índices de perda da rede predeterminados; e um fator da perda de eficiência relacionado com o encobrimento da hora do dia;

- do ajustamento da previsão de radiação solar para potência de saída real da etapa anterior através da imputação das limitações jurídicas e técnicas predeterminadas associadas ao centro eletroprodutor fotovoltaico;

do ajustamento adicional do resultado da radiação solar para potência de saída real determinado nos termos da anterior etapa através da imputação de limitações de manutenção relacionadas com o centro eletroprodutor fotovoltaico e a rede elétrica; - da validação da previsão de radiação solar para potência de saída real determinada de acordo com a etapa anterior comparando-a, através do processador de dados, com uma previsão de futuro próximo fornecida pelo SCADA;

- a referida previsão de futuro próximo fornecida pelo SCADA sendo determinada através da aplicação de um algoritmo de persistência de potência a dados em tempo-real da potência ativa do centro electroprodutor fotovoltaico fornecido pelo sistema SCADA;

- do ajustamento da previsão de radiação solar para potência de saída real da anterior etapa através da imputação de dados em tempo-real sobre a velocidade do vento e a direção do vento na localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico de acordo com um algoritmo temporal e espacial;

somar as previsões de potência de saída de cada centro electroprodutor fotovoltaico individual integrado no grupo, tal como determinado nos termos das etapas anteriores, e aplicar um algoritmo de fator simultâneo ao resultado total de modo a obter uma previsão de potência de saída combinada;

- fundir a previsão de potência de saída combinada da etapa anterior com uma ou mais previsões de potência de saída de um ou mais prestadores de informação externos utilizando um método de fusão de modo a obter uma previsão de potência de saída combinada e fundida;

determinar uma previsão de potência de saída fotovoltaica cumulativa para a rede elétrica através da aplicação de um algoritmo de upscalíng à previsão de potência de saída combinada e fundida e, através do processador de dados, utilizar a referida previsão de potência de saída fotovoltaica cumulativa para modelar a injeção de potência ao nível nodal da rede elétrica.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a previsão meteorológica de mesoscala é baseada num Modelo de Previsão Numérica do Tempo; o período temporal futuro alargado é entre 15 minutos e 168 horas e o futuro próximo é entre 15 minutos e 10 horas.

Também num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de aplicar, através do processador de dados, um algoritmo de persistência de radiação solar aos dados em tempo real provindos do sistema SCADA de modo a determinar uma previsão de radiação solar no futuro próximo é feito em conformidade com a fórmula:

Pt = k. t = «kPt + (1 - «k)Pt em que 1¾ é um coeficiente do peso do valor da persistência que irá variar com a alteração de k, p_t+k/_t sendo o resultado da previsão de combinação de í + & momento no tempo í , e é o resultado da previsão meteorológica de mesoscala, sendo o valor do coeficiente a_k:

= exp{ k. e) em que e é um índice constante determinado de acordo com o estado do tempo e a previsão meteorológica de mesoscala.

Também num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de aplicar, através de um processador de dados, um algoritmo de persistência de temperatura ambiente aos dados em tempo real provindos do pirómetro de modo a determinar uma previsão de temperatura ambiente para o futuro próximo ser feito em conformidade com a fórmula:

Pt+k/t = «kPt + - £t_k)p, em que α&· é um coeficiente do peso do valor da persistência que irá variar com a alteração de fc, sendo o resultado da previsão de combinação de t+k momento no tempo í , e p* é o resultado da previsão meteorológica de mesoscala, sendo o valor do coeficiente :

= exp{ k, e) em que e é um índice constante determinado de acordo com o estado do tempo e a previsão meteorológica de mesoscala.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de a câmara aérea comunicar imagens ao processador de dados, a comunicação é feita em intervalos de tempo regulares, podendo o intervalo de tempo ser cada minuto a cada trinta minutos.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de o satélite comunicar imagens ao processador de dados, a comunicação é feita em intervalos de tempo regulares, podendo o intervalo de tempo ser cada trinta minutos a cada noventa minutos.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a câmara aérea tem uma lente olho de peixe e a etapa de aplicar, através do processador de dados, um algoritmo de índice de nebulosidade às imagens obtidas pela câmara aérea inclui a etapa adicional de corrigir a distorção da imagem que resulta do facto de se usar uma lente olho de peixe na câmara aérea, o que é feito através da retificação da distorção radial na imagem em bruto recolhida pela câmara aérea de modo a haver uma imagem inicial distorcida e uma imagem calibrada, a referida calibragem sendo feita de acordo com uma fórmula em que:

1¾ θ são coordenadas de imagem do ponto na imagem calibrada e do ponto na imagem distorcida fornecidas pela câmara aérea e em que as coordenadas polares são descritas por pui l J ÍSX 5 .8 P³ J Ϊ iXÍ 8 ' 8 em que

Nesta etapa, os coeficientes de calibração ^e são calculados pelo ajustamento de curvas, utilizando a combinação manual de uma imagem ortográfica de uma rede de calibração e uma imagem da câmara aérea da mesma grelha.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de inserir no processador de dados imagens em tempo real de uma câmara aérea situada perto da localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico e imagens em tempo quase real, fornecidas por um satélite, relativas à área correspondendo à localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico, inclui a etapa adicional de transformar a imagem calibrada numa imagem em tons de cinzento a partir de uma imagem a cores.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de transformar a imagem calibrada numa imagem em escala de cinzentos a partir de uma imagem a cores é feita utilizando o espaço de cor R, G, B de acordo com a seguinte fórmula de transformação em escala de cinzentos:

I(u, r) =

B(u, iz) — v) B(k, i?) — i?) + /?(«, v) B(u, v) + £?(«, v)’ em que (h,í?) são coordenadas do pixel da imagem.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a etapa de transformar a imagem calibrada numa imagem em escala de cinzentos a partir de uma imagem a cores inclui a etapa adicional de calcular, através do processador de dados, um resultado de energia para a imagem em escala de cinzentos através da soma do espetro de energia de acordo com o algoritmo da Transformada Rápida de Fourier.

Num modo de realização preferido do método da invenção, na etapa de inserir imagens em tempo quase real, provindas de um satélite, no processador de dados, as imagens são em infravermelho.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o índice de nebulosidade é determinado, através de um processador de dados e a partir de imagens de satélite, cada 15 minutos de acordo com a fórmula:

para um dado momento i a nebulosidade pela Distância de Terra Movida entre duas funções de densidade da possibilidade é lEMD(t) = G, B}, Ρ^β, G, S}) em que é a função de densidade da probabilidade da imagem de satélite em infravermelho adquirida mais recentemente em relação ao momento í e t(£) é o intervalo de tempo mais perto do momento £.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o mapeamento entre os índices de nebulosidade e a irradiação solar assenta nas medições de irradiação a partir de um piranómetro localizado próximo da câmara aérea e no cálculo da irradiação do céu limpo.

Num modo de realização preferido do método da invenção, a irradiação do céu limpo é dada de acordo com a fórmula:

/ Λ’. — 1 \ \

L, = S í 1 + Q.Q33 2π (----- | I - q^ma - sincr, “ \ \ 365 // ’ em que 5 = 13671¥?η^-ζ é a constante solar, n. é o dia do ano corrente, s é a altitude solar e a massa de ar 1¾ é dada por m_a = (siníí + 0.15((7 -i- 3.885)^-1253)^-1.

Tendo em consideração um horizonte de previsões k , a irradiação solar prevista no momento t + ft. é dada pela diminuição da irradiação do céu limpo no momento t+à devido ao impacto de ΓΛΜ’£· no momento í e no momento ( corresponde a um atraso de 15 minutos em relação a t) e ao impacto do /EMD em relação ao momento í e ao momento t — fcis(t) (Λιχ(Ο corresponde a um atraso de 1 hora em relação a t ) , estando definido como ZscC^ + &) ⁼ ^csU + &) ’ !

em que /_cs(í + ή.) é o valor teórico da irradiação do céu limpo no momento t + à e Kí.Ji) é a perda de irradiação estimada para o momento t+Ã, sendo a perda calculada por í Jy + ϊ>₂ JT í Jy TFÍíi (r- &&#))+ÍMD(r)+-ÍFMS í ¢- εϊί) em que {^0ι)]*=ό são os parâmetros do horizonte h, estimados através de regressão log-linear. Seja E a energia da imagem BRBG, calculada sumando o espectro de potência, que resulta da aplicação da transformada de Fourier rápida à imagem BRBG, e seja L a luminância da imagem a cores calibrada. O índice de nebulosidade que resultada do processamento das imagens da Sky-Camera no instante t é dado por

TFML (t) = (E (t) ) / (L (t) ) .

Num modo de realização preferido do método da invenção, o mapeamento codifica o movimento das nuvens ao considerar índices de nebulosidade em diferentes momentos.

Num modo de realização preferido do método da invenção, os dados sobre o ângulo de inclinação e a orientação dos painéis fotovoltaicos são determinados utilizando um algoritmo de acompanhamento solar.

Num modo de realização preferido do método da invenção, os dados sobre limitações legais e técnicas predeterminadas associadas ao centro electroprodutor elétrico são parâmetros previamente instalados e armazenados em meios de memória que estão em comunicação com o processador de dados. Um parâmetro previamente instalado pode ser o limite do inversor e outro parâmetro previamente instalado pode ser a capacidade do transformador.

Num modo de realização preferido do método da invenção, os dados sobre a perda de eficiência da rede elétrica em conformidade com índices de perda de rede predeterminados são dados relacionados com cablagem de corrente direta (DG), cablagem de corrente alterna (AC) e cabelagem DC/AC, e transformadores.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o algoritmo de fator simultâneo é entre 95% e 99%.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o método de fusão é uma abordagem deterministica baseada nas aptidões do prestador externo de previsões.

Noutro modo de realização preferido do método da invenção, o método de fusão é uma abordagem dinâmica baseada na janela de tempo móvel que minimiza o erro dos valores da previsão e os valores reais.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o referido método de fusão atribui um peso aos prestadores externos de previsões, o referido peso sendo o resultado da minimização do menor erro médio entre um valor de previsão variável e um valor observado, sendo o referido valor de previsão definido por uma combinação linear dos valores de previsão dos prestadores externos de informação, em que os pesos são desconhecidos na atrás referida minimização. Os pesos são atualizados cada 6 horas.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o algoritmo upscaling compara a soma da potência prevista para o grupo de centros electroprodutores fotovoltaicos com a potência real medida por dispositivos de medição.

Num modo de realização preferido do método da invenção, o algoritmo upscaling corresponde a uma curva upscaling que é um polinómio da sexta ordem.

Num modo de realização preferido do método da invenção, os dados são comunicados ao processador de dados através de um servidor de protocolo de transferência de ficheiros.

A invenção consiste ainda num sistema para implementar o método da invenção, o referido sistema compreendendo, na sua concretização mais simples, de:

um processador de dados capaz de receber dados de diversas entradas e fontes e de processar tais dados de acordo com algoritmos;

meios de memória capazes de armazenar dados e algoritmos, estando esses meios de memória em comunicação com o referido processador de dados;

pelo menos um sistema SCADA capaz de monitorizar e controlar um ou mais centros eletroprodutores fotovoltaicos e comunicar dados ao e receber dado do referido processador de dados;

pelo menos uma câmara aérea equipada com uma lente olho de peixe localizada próximo de cada centro eletroprodutor fotovoltaico, estando cada câmara aérea em comunicação com o processador de dados;

pelo menos um piranómetro para cada centro eletroprodutor fotovoltaico do grupo, estando cada piranómetro localizado próximo do seu respetivo centro eletroprodutor fotovoltaico e em comunicação com o sistema SCADA;

pelo menos um sensor de temperatura ambiente para cada centro eletroprodutor fotovoltaico do grupo, estando cada sensor de temperatura ambiente localizado próximo do seu respetivo centro eletroprodutor fotovoltaico e em comunicação com o sistema SCADA;

e um centro de controlo principal em comunicação com o sistema SCADA.

Breve Descrição dos Desenhos

Os desenhos em anexo são disponibilizados para auxiliar a compreensão da invenção. Salienta-se que estes desenhos são representações de uma ou mais formas de realização específicas da invenção, não devendo ser interpretados como tendo qualquer efeito limitativo sobre o âmbito de proteção

Nestes termos:

A Figura 1 é um fluxograma de um modo de realização preferido do método da invenção;

A Figura 2 é uma imagem em bruto de uma câmara aérea;

A Figura 3 é a mesma imagem da Figura 2 devidamente calibrada pelo processo identificado na Etapa 4 do método demonstrado na Figura 1 (apesar de a fotografia ser representada aqui em tons de cinza, numa situação de execução do método da invenção, a imagem seria a cores);

A Figura 4 é a mesma imagem mostrada na Figura 3, mas em BRBG (conforme definido na Etapa 4 do método da invenção);

A Figura 5 é um exemplo do tipo de imagens de satélite carregadas no processador de dados do sistema da invenção na Etapa 1 do modo de realização preferido do método da invenção ilustrado na Figura 1;

A Figura 6 é um diagrama que ilustra a inter-relação entre a metodologia demonstrada na Figura 1 e a sua aplicabilidade operacional no sistema de gestão de transmissão de energia.

Para interpretar a Figura 1, deverá utilizar-se a seguinte legenda:

A = Prestador de Previsões Meteorológicas X (próximos 7 dias); B = Previsão de Radiação Solar (próximas horas); C = Dados em tempo-real sobre radiação solar (SCADA); D = Algoritmo de persistência de radiação solar; E = Previsão de Temperatura Ambiente (próximas horas); F= Dados em tempo-real (SCADA); G = Algoritmo de persistência de temperatura ambiente; H = índice de nebulosidade (próximas horas) ; I = imagens de câmara aérea; J = imagens de satélite; K = algoritmo de índice de nebulosidade; L = Radiação Solar para Potência (próximos 7 dias); M = sistema de acompanhamento solar; N = eficiência de painéis solares; O = Potência solar em cada centro eletroprodutor fotovoltaico (próximos 7 dias); P = limitações do sistema/rede de potência fotovoltaica; Q = limitações administrativas do centro eletroprodutor fotovoltaico; R = Potência Solar em cada centro eletroprodutor fotovoltaico (próximos 7 dias); S= base de dados de manutenção do centro eletroprodutor fotovoltaico; T= base de dados de manutenção; U = previsão de potência solar para o futuro próximo (próximas horas); V = dados em tempo-real sobre potência ativa (SCADA); W = algoritmo de persistência de potência; X = Minimizar erro de fase (próximas horas); Y = Previsão de velocidade e direção do vento; Z = Algoritmo de tempo e espaço; AA = soma das previsões de potência solar dos centros electroprodutores fotovoltaicos individuais (próximos 7 dias); AB = algoritmo de fator simultâneo; AC = Combinação das previsões de potência solar (próximos 7 dias); AD = prestador de previsões de potência solar Y; AE = prestador de previsões de potência solar Z; AF = previsão de potência solar para a região (próximos 7 dias); AG = algoritmo upscaling.

Para interpretar a Figura 6, deverá utilizar-se a seguinte legenda: 101 = parque eólico; 102 = Previsões meteorológicas de mesoscala; 103 = Previsão de vento; 104 = VTP; 105 = seleção de Deslastre; 106 = SCADA; 107 = imagem de satélite; 108 = câmara aérea; 109 = centro eletroprodutor fotovoltaico; 110 = piranómetro; 111 = sensor de temperatura; 112 = SCADA; 113 = Sistema de Gestão de Energia (SGE); 114 = Previsão solar.

Melhor Modo de Realização da Invenção

O modo de realização preferido da invenção será agora descrito em mais pormenor abaixo.

A melhor descrição da presente invenção pode ser uma nova metodologia para a previsão da potência fotovoltaica de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos Para a implementação da referida metodologia, é necessário um sistema de recolha e tratamento de dados, que, posteriormente, dê comandos para gerir automaticamente a rede elétrica.

A expressão rede elétrica, tal como seria geralmente entendida por um perito na especialidade, significa as instalações e infraestrutura existentes para o efeito de transmitir e distribuir eletricidade aos utilizadores. Na descrição deste modo de realização preferido da invenção, apenas as instalações e infraestrutura ligadas diretamente à rede de transporte (muito alta tensão) e à rede de distribuição (alta tensão e média tensão) estão incluídas no conceito de rede elétrica. No entanto, tal como seria entendido por um perito na especialidade, uma rede elétrica pode também incluir infraestruturas de baixa tensão, tais como infraestruturas fotovoltaicas instaladas no cimo dos telhados ou para uso doméstico que atualmente tendem a ser atrás do contador sem medições. Deve salientar-se que o método e o sistema da presente invenção podem ser adaptados para incluir também infraestruturas de baixa tensão.

O sistema da invenção sistema da invenção consiste na interligação de hardware diverso. 0 sistema tem, no seu núcleo, um processador de dados capaz de receber dados de diversas entradas e fontes e de tratar tais dados de acordo com determinados algoritmos. Numa forma de realização preferencial da invenção, o processador de dados abrange um ou mais computadores ligados a um ou mais servidores do protocolo de transferência de ficheiros.

processador de dados encontra-se ligado a meios de memória capazes de armazenar dados (por exemplo, algoritmos dados meteorológicos, grelha de dados em tempo real, potência prevista, etc.), incluindo na forma de software.

O processador de dados encontra-se também ligado a dispositivos de entrada de dados capazes de obter dados do ambiente envolvente (também conhecidos como pirómetros).

Cada centro eletroprodutor fotovoltaico terá associados dispositivos de entrada de dados específicos, incluindo pelo menos uma câmara aérea, pelo menos um piranómetro e pelo menos um sensor da temperatura ambiente.

Cada dispositivo de entrada de dados associado a cada centro eletroprodutor fotovoltaico é instalado na vizinhança do (ou perto do) respetivo centro eletroprodutor fotovoltaico de modo a obter leituras ambientais específicas do local do referido centro eletroprodutor fotovoltaico. Numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, cada dispositivo de entrada de dados será instalado num local adequado e com um raio de pelo menos 5 km a partir do centro do centro eletroprodutor fotovoltaico. 0 termo centro é usado de uma forma imprecisa, significando a área geral considerada como estando no núcleo do grupo de painéis fotovoltaicos.

Numa forma de realização preferencial da invenção, é possível ter mais do que um dos diferentes dispositivos de entrada referidos colocados na vizinhança de (ou perto de) cada centro eletroprodutor fotovoltaico, estando cada dispositivo ligado ao processador de dados.

termo câmara aérea, tal como geralmente entendido por um perito na especialidade, consiste num aparelho capaz de capturar imagens aéreas em formato digital. Numa forma de realização preferencial da invenção, a câmara aérea é especificamente adaptada e concebida para capturar imagens do céu, nomeadamente através de uma lente olho de peixe.

Tal como abaixo descrito, cada câmara aérea serve a finalidade de recolher dados em tempo real que são utilizados pelo processador de dados para a estimativa de um índice de nebulosidade. Tal como também se descreve abaixo, a estimativa em tempo real do índice de nebulosidade é utilizada para ajustar a previsão da irradiação solar facultada pelo modelo de mesoscala.

O termo piranómetro, tal como geralmente entendido por um perito na especialidade, é um tipo de actinómetro utilizado para medir a irradiação solar numa superfície plana e é concebido para medir a densidade do fluxo de irradiação solar (W/m2) do hemisfério acima numa amplitude de comprimento de onda 0,3 pm a 3 pm.

A expressão sensor da temperatura ambiente é, tal como entendida por um perito na especialidade, um termómetro climatérico digital (também conhecido como um pirómetro). Na presente invenção, o sensor da temperatura ambiente é capaz de converter leituras de temperatura em dados digitais, que são comunicados ao processador de dados para tratamento.

O processador de dados encontra-se também ligado a um sistema SCADA. O sistema SCADA é um sistema capaz de proporcionar conjuntos de dados em tempo real (ou seja, monitorização em tempo real) da potência de saída real dos centros eletroprodutores fotovoltaicos que estão ligados à rede elétrica. Mais especificamente, o SCADA obtém e comunica ao processador de dados da invenção dados sobre potência ativa, potência reativa, tensão, velocidade do vento, irradiação solar e temperatura ambiente. O sistema SCADA também interage com, e controla dispositivos. Com efeito, os dados capturados por sensores de temperatura, piranómetros e a potência de saída em tempo real de um centro eletroprodutor fotovoltaico são recolhidos pelo sistema SCADA. Estes dados em tempo real são fundamentais para o funcionamento de um Sistema de Gestão de Energia (SGE), que inclui controlo de supervisão e aquisição de dados, funcionalidades de entrega e circuito de controlo digital de geradores, agendamentos dinâmicos, agendamento com intercâmbio, pedidos adaptáveis de previsão do tempo, e o Estimador de Estado (EE) que permite a análise e otimização da rede de transporte de forma fiável e segura.

Os dados do sistema SCADA são comunicados a partir de uma Unidade Terminal Remota (UTR) para um centro de controlo principal utilizando o protocolo IEC 60870-5-101/104. O centro de controlo principal consiste em servidores utilizados para o controlo do sistema.

O SCADA também recebe informações em tempo real de outros centros de controlo a partir de unidades produtoras de energias renováveis que utilizam o ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol_r ou Protocolo de Comunicações entre Centros de Controlo). Outras unidades produtoras de energias renováveis podem ser parques eólicos centros produtores hidroelétricos ou outras tecnologias atualmente conhecidas.

O sistema SCADA comunica regularmente os dados predefinidos necessários ao processador de dados. Numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, o sistema SCADA comunica os dados predefinidos necessários ao processador de dados de minuto a minuto.

O sistema SCADA é utilizado pelo ORT para controlar remotamente a rede elétrica.

O processador de dados atualiza o limite da potência de saída para evitar sobrecargas na rede elétrica. O SCADA comunica a cada centro eletroprodutor fotovoltaico o limite da potência de saída atualizado e o processador de cada centro eletroprodutor fotovoltaico utiliza este novo ponto de regulação para limitar a potência de saída do referido centro eletroprodutor fotovoltaico.

O processador de dados está também ligado aos repositórios de dados meteorológicos externos, tais como bases de dados ou outras fontes de informação que contenham imagens de satélite. Tal como se descreverá mais detalhadamente abaixo, as imagens de satélite proporcionadas pelos repositórios de dados meteorológicos são tratadas pelo processador de dados da invenção de modo a ajustar o índice de nebulosidade a longo prazo, facultado pela previsão de mesoscala.

A transferência de dados entre os dispositivos e meios acima referidos é concretizada por meios de comunicação com ou sem fios, capazes de comunicar em tempo real (tal como a expressão é comummente entendida por um perito na especialidade).

Deve salientar-se que nenhum dos sistemas do estado da técnica para a previsão da potência solar de saída tem todas as características acima descritas, embora alguns combinem algumas destas características. O sistema da invenção tem estas características e é configurado desta forma de modo a permitir a implementação do novo método de previsão e controlo da energia fotovoltaica, abaixo descrito.

A metodologia da invenção

Adicionalmente ao sistema, a presente invenção consiste numa metodologia para a previsão da potência de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos e a integração da referida potência de saída numa rede elétrica

Resumidamente, a metodologia da invenção abrange o tratamento de dados (informações) em tempo real, em quase tempo real e a longo prazo recebidos de diversas fontes de dados, incluindo dispositivos de entrada de dados periféricos colocados na vizinhança de (ou perto de) cada centro eletroprodutor fotovoltaico. Assim, com base nos resultados do tratamento, o processador de dados dará automaticamente instruções ao sistema SCADA para efetuar os ajustamentos necessários para a gestão da rede elétrica.

O método da invenção também agrega a potência de saída prevista de cada centro eletroprodutor fotovoltaico ligado à rede elétrica de modo a obter uma previsão da potência fotovoltaica de saída de um grupo de centros electroprodutores fotovoltaicos (normalmente correspondendo a um território geográfico predeterminado).

Em termos mais detalhados, a metodologia de um modo de realização preferido da invenção compreende as seguintes etapas ilustradas na Figura 1, nomeadamente:

E tapa 1:

A primeira etapa do método consiste na receção, pelo processador de dados, de uma previsão meteorológica de mesoscala relativa a um período temporal preestabelecido utilizando o servidor do protocolo de transferência de ficheiros para receber os dados de entrada de mesoscala.

A previsão meteorológica de mesoscala é fornecida por um prestador de serviços externo. Tipicamente, as previsões meteorológicas de mesoscala são fornecidas a horas preestabelecidas, como de seis em seis horas. As previsões meteorológicas de mesoscala são enviadas por prestadores de serviços externos ao processador de dados, por protocolo de transferência de ficheiros utilizando qualquer meio de comunicação público, tal como a Internet.

O horizonte temporal da previsão meteorológica de mesoscala pode, naturalmente, variar. Numa forma de realização preferencial da invenção, a previsão meteorológica de mesoscala respeita aos sete dias seguintes (ou seja, uma semana).

Deve salientar-se que as previsões meteorológicas de mesoscala podem basear-se em diferentes modelos de Previsão Numérica do Tempo (PNT) , tais como, a título de exemplo, ο MM5 (Penn State University/National Center for Atmospheric Research) ou o WRF (National Center for Atmospheric Research/National Oceanic and Atmospheric Administration/Air Force Weather Agency).

Estes modelos PNT utilizam modelos físicos da atmosfera e dos oceanos para prever o tempo com base nas condições meteorológicas atuais. Uma previsão meteorológica de mesoscala incluirá, pelo menos, a irradiação solar num plano horizontal com nebulosidade, a temperatura ambiente, a velocidade e a direção do vento e também a densidade do ar para cada local previamente escolhido pelo ORT.

Os locais escolhidos pelo ORT constituirão a localização geral de cada centro eletroprodutor fotovoltaico ligado e controlado pelo sistema.

Numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, a previsão meteorológica de mesoscala recebida do prestador de serviços externo pelo processador de dados basear-se-á num modelo PNT e revestirá um formato legível por computador. Numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, os ficheiros da previsão meteorológica de mesoscala são enviados para o processador de dados em formato ASCII (American Standard Code for Information Interchange) utilizando o servidor do protocolo de transferência de ficheiros.

Os modelos PNT são ativados com base em observações meteorológicas, permitindo cálculos sobre uma rede mais restrita que cobre regiões escolhidas. As previsões da irradiação solar horizontal global e da temperatura ambiente constituem as entradas do sistema, sendo posteriormente sujeitas a conversão em potência e estimativa da perda de potência devido à temperatura ambiente, respetivamente.

E tapa 2:

A segunda etapa do método consiste em inserir no processador de dados uma previsão da radiação solar em tempo real para um determinado período temporal preestabelecido. Este período temporal preestabelecido pode numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, consistir nas 10 horas seguintes. Tais dados, que incluem dados sobre a irradiação solar, são obtidos pelo sistema SCADA de cada centro eletroprodutor fotovoltaico ligado ao sistema ou a partir de subestações do ORT. Tais dados em tempo real comunicados ao processador de dados pelo SCADA são tratados pelo processador de dados de acordo com um algoritmo da persistência da radiação solar.

A expressão algoritmo da persistência, nesta invenção, significa uma fórmula matemática para uma regra que estabelece que a produção de energia futura será a mesma que a energia medida em último lugar. A regra da persistência é uma abordagem comprovada, comum e simples que é conhecida e aplicada no estado da técnica. O algoritmo da persistência utilizado nesta etapa é a fusão da previsão meteorológica de mesoscala a partir dos modelos PNT com a persistência. O modelo de fusão é:

PtWt = ^akPt + (1 “ «SM em que ^afe é o coeficiente do peso do valor da persistência e variará com a alteração de & , é o resultado da previsão da combinação do momento £+fe _no tempo e 3¾ é o resultado da previsão do modelo PNT. O valor do coeficiente k θ:

4¾ = exp(—fc/s) em que ^ε é um índice constante que é determinado de acordo com o estado do tempo e o modelo PNT.

E tapa 3:

A terceira etapa do método consiste em inserir no processador de dados uma previsão da temperatura ambiente em tempo real para um determinado período temporal preestabelecido. Numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, este período temporal preestabelecido pode consistir nas 10 horas seguintes. Os dados em tempo real, que incluem dados sobre a irradiação ambiental, são obtidos pelo sistema SCADA de cada centro eletroprodutor fotovoltaico ou a partir de subestações do ORT. Estes dados sobre a temperatura ambiente em tempo real são comunicados ao processador de dados pelo SCADA e são tratados pelo processador de dados de acordo com um algoritmo da persistência da temperatura ambiente.

O algoritmo da persistência aplicado à previsão da temperatura ambiente em tempo real é o descrito acima na Etapa 2, com a exceção de a constante ^E ser diferente visto que a dinâmica da temperatura ambiente é diferente da radiação solar.

Etapa 4:

A etapa seguinte consiste em inserir imagens da câmara aérea em tempo real e do satélite em tempo quase real no processador de dados.

Numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, a câmara aérea recolhe e comunica imagens do céu acima do respetivo centro eletroprodutor fotovoltaico de 5 em minutos, enquanto as imagens de satélite do território onde o respetivo centro eletroprodutor fotovoltaico está situado são comunicadas ao processador de dados com intervalos de 1 hora entre imagens.

As imagens da câmara aérea e as imagens da câmara de satélite têm um impacto diferente na precisão da previsão tal como será descrito abaixo.

Pelo menos uma câmara aérea está instalada num local bastante próximo de cada centro eletroprodutor fotovoltaico de modo a capturar imagens do céu acima do referido centro eletroprodutor fotovoltaico. 0 sistema da invenção prevê pelo menos uma câmara aérea por centro eletroprodutor fotovoltaico, mas, naturalmente, é possível que o sistema tenha duas ou mais câmaras aéreas que cubram áreas diferentes na localidade em que se situa o centro eletroprodutor fotovoltaico. Dado que a câmara aérea ou as câmaras aéreas estão instaladas em local próximo de cada centro eletroprodutor fotovoltaico, as imagens recolhidas a partir da câmara aérea ou das câmaras aéreas são úteis para a previsão meteorológica a curto prazo (com uma antecedência de até uma hora).

As imagens de satélite são fornecidas por prestadores externos (tais como, por exemplo, um instituto nacional de meteorologia) e são inseridas no processador de dados por meios automáticos. As imagens de satélite são úteis para previsões a curto prazo (com uma antecedência de até seis horas).

As imagens da câmara aérea e de satélite são tratadas pelo processador de dados de acordo com um algoritmo do índice de nebulosidade. Este produz dois índices de nebulosidade que caracterizam o impacto das nuvens na irradiação solar acima do centro eletroprodutor fotovoltaico.

O método para determinar o índice de nebulosidade a partir das imagens aéreas será agora descrito de forma mais detalhada:

As imagens em bruto da câmara aérea são tiradas, numa forma de realização particularmente preferencial da invenção, através de uma lente olho de peixe. Esta lente introduz a distorção da imagem que é corrigida através da retificação da distorção do raio nas imagens em bruto.

Sendo Rd¹ e Rd' as coordenadas da imagem do ponto na imagem retificada e do ponto na imagem distorcida da câmara aérea. Em coordenadas polares, estas coordenadas são descritas por í&<»s£l íSicosál pUJ IMJ em que

Os coeficientes de calibração and a. _{Q s}^_o calculados pelo ajustamento de curvas, utilizando a combinação manual de uma imagem ortográfica de uma rede de calibração e uma imagem da câmara aérea da mesma grelha. Os coeficientes de calibração são aplicados a cada imagem em bruto da câmara aérea, resultando em imagens calibradas.

As imagens calibradas são transformadas de imagens a cores para imagens a preto e branco utilizando o espaço de cor R, G, B (valor do canal encarnado, valor do canal verde e valor do canal azul) com a seguinte nova transformação em escala de cinzentos

5(u,i?) — 5(u, t?) — G / (’ií, 1?.! = —7----r----—7----Γ- + —7----r----—;----7.· (14,1?) + s (14, v) 5 (U, 1?) + & (14,1?) em que são as coordenadas do pixel da imagem. Para os efeitos desta invenção, a imagem em escala de cinzentos que daí resulta é chamada uma imagem BRBG.

Sendo a energia da imagem BRBG, calculada pela soma do espetro de energia obtido pelo algoritmo da Transformada Rápida de Fourier e sendo a luminosidade média da imagem a cores calibrada. O índice de nebulosidade calculado a partir das imagens da câmara aérea no momento é dado por

Quanto mais nublado estiver o céu, maior será o valor do índice.

Tal como acima referido, as imagens de satélite fornecidas pelo prestador de serviços externo são também tratadas de modo a determinar o respetivo índice de nebulosidade. Este procedimento será agora descrito de forma mais detalhada:

As imagens de satélite de um território, região ou local específico são algo que pode ser obtido com relativa facilidade a partir de serviços disponíveis no mercado.

Acresce que as imagens de satélite podem ser obtidas com grande frequência. Tal como um perito na especialidade saberá, é possível obter imagens de satélite de um território, região ou local específico em formato legível por computador (por exemplo, formato JPEG (Joint Photographic Experts Group) ) a uma frequência de uma por hora ou superior.

O processador de dados da invenção pode ser programado, através de um algoritmo que é acionado de hora a hora, ou com uma frequência temporal diferente, para descarregar as imagens de satélite do website ou da base de dados do prestador de serviços externo. Mais especificamente, este algoritmo é capaz de ler uma página web, identificando uma nova imagem de satélite em infravermelho e descarregando-a.

As imagens de satélite fornecidas pelo prestador de serviços externo são disponibilizadas em diversas formas. Para o método da invenção, são necessárias imagens de satélite em infravermelho.

Tal como é sabido no estado da técnica, as imagens em infravermelho medem a radiação térmica: corpos mais quentes (por exemplo, a superfície terrestre) têm uma radiação superior à dos corpos mais frios (por exemplo, as nuvens). Assim, estas imagens codificam temperatura nos valores da luminosidade, o que justifica a utilização da expressão imagens da temperatura da luminosidade.

Devido às diferentes temperaturas das nuvens e da superfície terrestre, as imagens da temperatura da luminosidade codificam a nebulosidade do céu. Por conseguinte, pode ser inferido um índice de nebulosidade a partir dos valores do pixel da luminosidade das imagens de satélite.

Num modo de realização particularmente preferencial da invenção, o índice de luminosidade a partir das imagens de satélite em infravermelho assenta na caracterização estatística da distribuição dos pixéis da temperatura da luminosidade em situação de céu limpo com o qual é comparada a distribuição da temperatura da luminosidade das novas imagens.

A Distância de Terra Movida (DTM) é utilizada para medir a distância entre a caracterização estatística da nova imagem e a imagem da temperatura da luminosidade do céu limpo. A função de densidade da probabilidade de temperatura da luminosidade do céu limpo é calculada a partir de uma biblioteca de imagens de céu limpo.

A biblioteca de imagens de céu limpo é uma coleção de 100 imagens em cada 15 minutos do dia. Esta biblioteca é atualizada de forma dinâmica de acordo com o erro entre o valor teórico da produção de energia fotovoltaica do céu limpo e a produção de energia fotovoltaica medida em relação a uma região observada pelo satélite. Por exemplo, pode ser a energia fotovoltaica produzida num país.

Num dia, existem 96 intervalos de tempo de 15 minutos. Sendo o intervalo de tempo num dia indicado por τe,96} _φ A biblioteca de céu limpo para o intervalo de tempo ^T é um conjunto de £ = 100 pares (/* 4), fce{i, em que é a imagem de satélite em infravermelho kth e é o erro correspondente entre a produção de energia fotovoltaica teórica em céu limpo e a produção de energia fotovoltaica medida em relação a uma região observada pelo satélite.

A biblioteca de imagens de céu limpo é a coleção de 96 conjuntos de & imagens em intervalos de tempo . A biblioteca de céu limpo é atualizada de acordo com os seguintes critérios e_ maxst. * £

A função de densidade da probabilidade de temperatura da luminosidade do céu limpo é responsável por todas as imagens da biblioteca em relação a um determinado intervalo de tempo ^£ e é dada por

P^> = r,G = ₅,S = &} =

Em que é o número de imagens de tamanho ^BXnt na biblioteca para cada intervalo de tempo ^τ, é a contagem de pixéis com valor ^r no canal encarnado da imagem . São aplicáveis definições semelhantes a e em relação ao canal verde e azul, respetivamente.

Para uma imagem de tamanho «x»*, a função de densidade da probabilidade de temperatura da luminosidade é dada por . . #r - #js P_f 0? = r, δ = f? = b = —.. , (nm)³ em que é a contagem de pixéis com valor ^r no canal encarnado. São aplicáveis definições semelhantes a e em relação ao canal verde e azul, respetivamente.

índice de nebulosidade a partir das imagens de satélite em infravermelho é calculado pelo processador de dados de 15 em 15 minutos. Para um dado ^£ a nebulosidade pela EMD entre as duas funções de densidade da possibilidade anteriores, ou seja, /ΕΜΒ(ί) = Β(Ρ’^ω{«, <?, B}, 6, B})

JJÍ em que ? e a função de densidade da probabilidade da imagem de satélite em infravermelho adquirida mais recentemente em relação ao momento $ e é o intervalo de tempo mais perto do momento

O mapeamento entre os níveis de nebulosidade e a irradiação solar assenta nas medições da irradiação a partir de um piranómetro próximo da câmara aérea e no cálculo da irradiação do céu limpo, que é um parâmetro teórico.

A irradiação do céu limpo é dada por = 5*11 + 033 - 2π | „ ... j I · s.ina_t em que ·5= 1367ϊΉ·?ϊ θ _a constante solar, é o dia do ano corrente, ® é a altitude solar e a massa de ar é dada por = (sin s + 8,15 (a 4- 3.885) ^^2aS) 1

Considerando um horizonte de previsões , a irradiação solar prevista no momento í+Jx θ dada pela diminuição da irradiação do céu limpo no momento í + ê· devido ao impacto de _no momento * e no momento ^{t —} corresponde a um atraso de 15 minutos em relação a £) e ao impacto do IBMP _em relação ao momento e ao momento (MO corresponde a um atraso de 1 hora em relação a ^), ou seja, ísc fr + Λ) = íffsU + &) · Κέ,Λλ em que + é o valor teórico da irradiação do céu limpo no momento í+ & _e θ a perda de irradiação estimada para o momento Esta perda é calculada por em que t&iVs)}*=o são os parâmetros do horizonte &, estimados através de regressão log-linear. 0 mapeamento codifica o movimento das nuvens considerando índices de nuvens em momentos diferentes, o que de outra forma necessitaria de ser expressamente calculado a partir do deslocamento do pixel da imagem, tarefa que é propensa a erros devido à natureza subótima do cálculo do fluxo ótico.

E tapa 5:

A próxima etapa do método de invenção é determinar a radiação solar para a energia. A estimativa da potência de saída real de centros eletroprodutores fotovoltaicos requer a conversão de previsões da irradiação solar horizontal global de acordo com a orientação específica do módulo no centro eletroprodutor fotovoltaico.

Consequentemente, o ângulo de inclinação, a orientação e o algoritmo de acompanhamento são dados de entrada da estimativa do ângulo de incidência nos módulos fotovoltaicos. Para concluir a conversão, a área e eficiência da célula fotovoltaica fornecidas pelos fabricantes são introduzidas para ajusta a magnitude das curvas.

Mais especificamente, para ajustar as previsões de potência fotovoltaica de saída, é necessário fazer uma estimativa da irradiação solar no plano inclinado de cada painel do centro eletroprodutor fotovoltaico predeterminado. Para este efeito, o processador de dados terá em conta a eficiência de cada painel fotovoltaico através da ligação aos meios de memória e da recuperação das especificações técnicas das pilhas fotovoltaicas fornecidas pelo fabricante, o fator de deterioração da eficiência com base na idade do painel, a área e inclinação do painel fotovoltaico e a perda de eficiência devido à temperatura ambiente prevista no local do painel fotovoltaico.

O fator de deterioração da eficiência é a perda de eficiência devido ao envelhecimento dos painéis fotovoltaicos. A titulo de exemplo, o fabricante de painéis fotovoltaicos garante uma eficiência de 90% durante os primeiros 12 anos de operação e, posteriormente, e até 25 anos, uma eficiência de 80%.

O processador de dados, durante esta etapa, irá também ajustar a previsão da potência fotovoltaica de saída mediante a aplicação de coeficientes para explicar a perda de eficiência devido a perdas na rede (por exemplo, cablagem DC, conversão DC/AC, cablagem AC, transformadores, etc.) e perda de eficiência devido a encobrimento no início da manhã e no final da tarde.

E tapa 6:

A próxima etapa no método é verificar as limitações associadas a cada centro eletroprodutor fotovoltaico. O processador de dados fá-lo através da ligação aos meios de memória do sistema que contêm os parâmetros pré-carregados das limitações associadas a cada centro eletroprodutor fotovoltaico. Tais limitações podem ser legais ou técnicas (por exemplo, o limite do inversor, potência do transformador, etc.), mas estão incluídas nos meios de memória do sistema de uma maneira que permite ao processador de dados ajustar automaticamente a previsão de potência fotovoltaica de saída com base nos valores associados a cada centro eletroprodutor fotovoltaico.

Esta etapa evita as discrepâncias nos resultados do sistema e aperfeiçoa a exatidão das previsões.

Além disso, o sistema é capaz de verificar as necessidades de Seleção de Deslastre com base na Verificação Técnica de Planeamento Operacional (VTP) e de atualizar as previsões de potência de saída se necessário, de modo a fornecer informação fidedigna ao ORT.

Se necessário, as restrições de potência de saída para um determinado centro eletroprodutor fotovoltaico, ou para uma determinada linha ou transformador, podem ser introduzidas em meios de memória do sistema (v.g., uma base de dados) . Deste modo, quando o processador de dados se liga aos meios de memória do sistema durante esta etapa, é possível ajustar automaticamente a previsão de potência fotovoltaica de saída para se ter em conta tais limitações técnicas ou legais.

Etapa 7:

O próximo passo no método é introduzir no processador de dados as limitações da rede elétrica em função de trabalhos de manutenção na rede elétrica que podem limitar a potência de saída de cada centro eletroprodutor fotovoltaico. Se necessário, o gestor de cada centro eletroprodutor fotovoltaico pode também partilhar o plano de manutenção que limita a potência de saída. Através da ligação do processador de dados aos meios de memória (v.g., uma base de dados) do sistema durante este passo, é possível ao processador de dados contabilizar automaticamente estas limitações técnicas e ajustar a previsão de potência fotovoltaica de saída.

E tapa 8:

No passo seguinte do método da invenção, a previsão ajustada da potência fotovoltaica de saída resultante dos passos acima é validada e testada pelo processador de dados com dados em tempo real fornecidos por um SCADA da potência de saída de cada centro eletroprodutor fotovoltaico. A validação consiste em verificar se os valores fornecidos pelo SCADA não são superiores aos limites de potência do centro electroprodutor fotovoltaico. O SCADA em questão é o mesmo que o SCADA mencionado acima.

De seguida (ou seja, após o teste e validação com os dados em tempo real do sistema SCADA), é aplicado um algoritmo da persistência da potência à previsão, usando a mesma técnica descrita na Etapa 2, com a exceção de a constante ^ε ser diferente, visto que a dinâmica da potência de saída é diferente.

E tapa 9:

O passo seguinte do método da invenção é o processo de introdução dos dados em tempo real da velocidade do vento e direção do vento no ajustamento da potência fotovoltaica de saída do centro eletroprodutor fotovoltaico. Tal é feito mediante a introdução de um algoritmo temporal e espacial.

As previsões da velocidade e direção do vento são usadas para antecipar movimentos de nuvens e para ajustar a previsão global de potência fotovoltaica de saída, tornando-a mais confiável.

De facto, com base nas previsões da velocidade e direção do vento numa determinada região, o processador de dados, ao aplicar o algoritmo temporal e espacial, pode avaliar o impacto provável futuro das nuvens na irradiação solar em regiões próximas e ajustar a previsão final, reduzindo o seu erro de fase.

Algoritmos temporais e espaciais são conhecidos no estado da técnica anterior e o método da invenção funcionará com qualquer um desses algoritmos conhecidos.

E tapa 10:

A etapa seguinte consiste em somar todas as potências fotovoltaicas de saídas individuais a partir de cada centro eletroprodutor fotovoltaico ligado ao sistema de modo a chegar a uma previsão de potência fotovoltaica de saída combinada para uma região geográfica predeterminada.

Cada centro eletroprodutor fotovoltaico pode atingir a sua potência instalada quando as condições meteorológicas são favoráveis. No entanto, observou-se que os centros eletroprodutores fotovoltaicos de uma região geográfica predeterminada não se encontram todos na sua potência instalada ao mesmo tempo. As avaliações têm demonstrado que o fator máximo simultâneo relativo aos centros eletroprodutores fotovoltaicos situados nas redes elétricas nacionais é de aproximadamente 95% a 99%.

Esta etapa do método da invenção limita a potência fotovoltaica de saída total (normalmente relativa a uma região geográfica predeterminada) ao fator máximo simultâneo relacionado com a capacidade instalada total do grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos (normalmente relacionados com uma região predeterminada).

A etapa consiste na avaliação da máxima potência de saída instantânea de produção solar, baseada em valores medidos e a capacidade total instalada do grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos (normalmente relacionados com uma região predeterminada). 0 fator máximo simultâneo é menos de 100%.

E tapa 11:

A etapa seguinte do método da invenção consiste na combinação das previsões de diferentes prestadores de previsões de potência fotovoltaica de saída.

A previsão de potência fotovoltaica de saída de cada terceiro prestador é comunicada ao processador de dados pelos meios de comunicação e o processador de dados combina todas estas previsões de potência fotovoltaica de saída de terceiros com a potência fotovoltaica de saída que resulta das Etapas 1 a 10, determina as discrepâncias entre estas e calcula as suas médias.

O método de fusão pode ser determiní stico com base nas aptidões de cada prestador de previsões ou é possível utilizar um método dinâmico para fundir a previsão com base na janela de tempo móvel que minimiza o erro dos valores da previsão e os valores reais.

O método de fusão atribui um peso aos prestadores externos de previsões. Os pesos resultam da minimização do menor erro médio entre um valor de previsão variável e um valor observado. O valor de previsão é definido por uma combinação linear dos valores de previsão dos prestadores externos de informação, em que os pesos são desconhecidos na atrás referida minimização. Num modo de realização particularmente preferido da invenção os pesos são atualizados cada 6 horas.

O resultado do sistema caracteriza o resultado de abordagens deterministicas, o que se pode tornar num contributo para métodos probabilisticos. Os métodos probabilisticos permitem avaliar o intervalo de confiança das previsões deterministicas.

Através da utilização de diversas fontes/métodos de previsão e da sua fusão num (a) só, o erro da previsão da potência de saída fotovoltaica é reduzido.

Etapa 12:

A etapa final do método da invenção consiste em determinar a potência fotovoltaica de saída cumulativa para um grupo de centros electroprodutores fotovoltaicos (normalmente associado a uma área geográfica (ou seja, região) controlada pelo sistema da invenção) aplicando um algoritmo upscaling.

algoritmo upscaling compara a soma das previsões de potência para o grupo de centros electroprodutores fotovoltaicos (normalmente uma ou mais regiões geográficas) com a potência real obtida através dos contadores de cada produtor de energia ligado ao grupo (normalmente pertencendo a uma região geográfica). 0 algoritmo upscaling corresponde a uma curva upscaling que é um polinómio da sexta ordem.

Este método de determinação reduz os esforços de cálculo e tratamento de dados, proporcionando quase nenhuma perda de precisão, uma vez que o conjunto representativo aproxima as propriedades básicas dos dados totais. Esta abordagem resolve o problema da falta de informações detalhadas do sistema geralmente disponíveis.

Esta etapa do método do sistema é obrigatória para um ORT que gira uma rede elétrica em muitos países.

A previsão final ajustada (normalmente relativa a um território geográfico predeterminado) é então utilizada para modelar a injeção de potência ao nível nodal na rede elétrica.

Vantagens do método e do sistema da invenção método e o sistema da invenção reduzem o custo do planeamento e mobilização de centros eletroprodutores fotovoltaicos e melhora a eficiência da gestão desses centros eletroprodutores fotovoltaicos através de previsões mais precisas.

Com efeito, a título de exemplo, desenvolvendo previsões mais precisas para cada centro eletroprodutor fotovoltaico e o grupo de centros eletorprodutores fotovoltaicos, é possível ter uma modelação mais precisa da injeção de potência ao nível nodal na rede elétrica e, assim, a Verificação Técnica da Programação pode ser realizada para o dia seguinte de um mercado de energia (por exemplo, o mercado da energia ibérico designado por MIBEL). Deste modo as decisões de gestão da rede podem ser mais informadas e eficientes e conduzir a uma melhor utilização da energia no sistema.

Com efeito, previsões precisas adequadas têm o potencial de oferecer aos ORT (e a outros) informações relacionadas com a variabilidade de recursos solares a curto prazo, em particular taxas de rampa, o que permite uma integração eficaz em matéria de custos de uma grande penetração da potência fotovoltaica de saída na rede elétrica e no respetivo sistema de fornecimento de energia.

Consequentemente, em resultado da invenção, a atratividade da tecnologia solar renovável enquanto fonte de energia aumentará.

Ao contrário do previsto na presente invenção, os métodos e sistemas do estado da técnica não permitem a integração de diferentes entradas de diferentes fontes de dados de modo a ajustar os modelos PNT e, ao fazê-lo, aumentar a sua precisão. Em nenhum método ou sistema do estado da técnica existe uma integração dos dados de diversos dispositivos periféricos de entrada de dados (tais como pelo menos um piranómetro, pelo menos um sensor de temperatura e pelo menos uma câmara aérea) instalados na vizinhança de (perto de) cada centro eletroprodutor fotovoltaico ligados à rede elétrica de forma a complementar e ajustar os dados fornecidos por prestadores de serviços externos (tais como imagens de satélite e previsões do tempo de mesoscala), o que está também integrado no método.

Tal como um perito na especialidade saberia, é possível fazer pequenos desvios ao método e aos sistemas acima referidos e mesmo assim não fugir dos aspetos inventivos que caracterizam a presente invenção.

Claims (33)

1. Método para ajustar automaticamente a redução de potência injetada ao nível nodal de uma rede elétrica com base na previsão automática da potência de saída de um grupo de centros eletroprodutores fotovoltaicos que integram a referida rede elétrica, sendo os referidos ajustes de redução de potência ao nível nodal determinados e executados por um centro de controlo principal munido de um processador de dados que realiza os seguintes passos:

- receção automática de uma previsão meteorológica de mesoscala relativa a um predeterminado período temporal futuro alargado e a uma área correspondendo à localização geográfica do referido centro eletroprodutor fotovoltaico,

- processamento dos dados da previsão meteorológica de mesoscala sobre a irradiação solar num plano horizontal com nebulosidade, temperatura ambiente, velocidade do vento e densidade do ar;

receção automática de dados em tempo real, fornecidos por um sistema de supervisão, controlo e aquisição de dados (SCADA), sobre a radiação solar na localização geográfica do centro electroprodutor e a aplicação de um algoritmo de persistência de radiação solar aos referidos dados em tempo real de modo a determinar uma previsão da radiação solar para o futuro próximo;

- receção automática de dados em tempo real sobre a temperatura ambiente fornecidos por um pirómetro situado perto da localização geográfica do referido centro electroprodutor e aplicação de um algoritmo de persistência de temperatura ambiente aos referidos dados em tempo real de modo a determinar uma previsão da temperatura ambiente para o futuro próximo;

- receção automática de imagens em tempo real de uma câmara aérea situada perto da localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico e de imagens em tempo quase real, fornecidas por um satélite, relativas à área correspondendo à localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico e a aplicação de um algoritmo de índice de nebulosidade às referidas imagens de modo a determinar uma previsão da nebulosidade para o futuro próximo;

cálculo de uma previsão de radiação solar para potência de saída real de cada centro eletroprodutor fotovoltaico para o período temporal futuro alargado, com base:

- nos cálculos das passos anteriores;

- nos dados sobre o ângulo de inclinação e a orientação dos painéis fotovoltaicos;

nos dados sobre a área de superfície dos painéis fotovoltaicos;

num fator da deterioração da eficiência relativo aos painéis fotovoltaicos;

- num fator da perda de eficiência dos painéis fotovoltaicos relacionado com a previsão de temperatura ambiente para o futuro próximo;

num fator da perda de eficiência da rede elétrica de acordo com índices predeterminados de perda da rede; e

- num fator da perda de eficiência relacionado com o encobrimento da hora do dia;

ajustamento da previsão de radiação solar para potência de saída real da etapa anterior através da imputação de parâmetros predeterminados associados ao centro eletroprodutor fotovoltaico;

ajustamento adicional do resultado da radiação solar para potência de saída real através da imputação de parâmetros de manutenção relacionados com o centro eletroprodutor fotovoltaico e a rede elétrica;

validação da previsão de radiação solar para potência de saída real através de uma comparação com uma previsão de futuro próximo fornecida pelo SCADA, à qual é aplicada um algoritmo de persistência de potência a dados em tempo-real da potência ativa do centro electroprodutor fotovoltaico fornecido pelo sistema SCADA;

ajustamento da previsão de radiação solar para potência de saída real da anterior etapa através da imputação de dados em tempo-real sobre a velocidade do vento e a direção do vento na localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico de acordo com um algoritmo temporal e espacial;

- cálculo das previsões de potência de saída de cada centro electroprodutor fotovoltaico individual integrado no grupo, tal como determinado nos termos das etapas anteriores, e aplicação de um algoritmo de fator simultâneo ao resultado total de modo a obter uma previsão de potência de saída combinada;

- fusão da previsão de potência de saída combinada da etapa anterior com uma ou mais previsões de potência de saída de um ou mais prestadores de informação externos utilizando um método de fusão de modo a obter uma previsão de potência de saída combinada e fundida;

cálculo de uma previsão de potência de saída fotovoltaica cumulativa para a rede elétrica através da aplicação de um algoritmo de upscaling à previsão de potência de saída combinada e fundida e,

- com base no resultado final, fazer com que o centro de controlo principal reduza a potência injetada do centro eletroprodutor fotovoltaico ao nível nodal da rede elétrica.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a previsão meteorológica de mesoscala se basear num Modelo de Previsão Numérica do Tempo.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o período temporal futuro alargado ser entre 15 minutos e 168 horas.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o futuro próximo ser entre 15 minutos e 10 horas.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a etapa de aplicar, através do processador de dados, um algoritmo de persistência de radiação solar aos dados em tempo real provindos do sistema SCADA de modo a determinar uma previsão de radiação solar no futuro próximo ser feito em conformidade com a fórmula:

Pt+k/t = «kPt + (1 - «k)Pt em que é um coeficiente do peso do valor da persistência que irá variar com a alteração de k, Pt+k/t sendo o resultado da previsão de combinação de t +k momento no tempo t , e p_t é o resultado da previsão meteorológica de mesoscala, sendo o valor do coeficiente :

a_k = exp(-k/8) em que ε é um índice constante determinado de acordo com o estado do tempo e a previsão meteorológica de mesoscala.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a etapa de aplicar, através de um processador de dados, um algoritmo de persistência de temperatura ambiente aos dados em tempo real provindos do pirómetro de modo a determinar uma previsão de temperatura ambiente para o futuro próximo ser feito em conformidade com a fórmula:

Pt+k/t = «kPt + (1 - «k)Pt em que é um coeficiente do peso do valor da persistência que irá variar com a alteração de k, Pt+k/t sendo o resultado da previsão de combinação de t +k momento no tempo t , e p) é o resultado da previsão meteorológica de mesoscala, sendo o valor do coeficiente :

a_k = exp(-k/8) em que ε é um índice constante determinado de acordo com o estado do tempo e a previsão meteorológica de mesoscala.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por, na etapa de a câmara aérea comunicar imagens ao processador de dados, a comunicação ser feita em intervalos de tempo regulares, podendo o intervalo de tempo ser cada minuto a cada trinta minutos.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por, na etapa de o satélite comunicar imagens ao processador de dados, a comunicação ser feita em intervalos de tempo regulares, podendo o intervalo de tempo ser cada trinta minutos a cada noventa minutos.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a câmara aérea ter uma lente olho de peixe e a etapa de aplicar, através do processador de dados, um algoritmo de índice de nebulosidade às imagens obtidas pela câmara aérea incluir a etapa adicional de corrigir a distorção da imagem que resulta do facto de se usar uma lente olho de peixe na câmara aérea, o que é feito através da retificação da distorção radial na imagem em bruto recolhida pela câmara aérea de modo a haver uma imagem inicial distorcida e uma imagem calibrada, a referida calibragem sendo feita de acordo com uma fórmula em que:

_e fe, rqr são coordenadas de imagem do ponto -4 na imagem calibrada e do ponto na imagem distorcida fornecidas pela câmara aérea e em que as coordenadas polares são descritas por

em que

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por os coeficientes de calibração

Ά » serem calculados pelo ajustamento de curvas, utilizando a combinação manual de uma imagem ortográfica de uma rede de calibração e uma imagem da câmara aérea da mesma grelha.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a etapa de inserir no processador de dados imagens em tempo real de uma câmara aérea situada perto da localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico e imagens em tempo quase real, fornecidas por um satélite, relativas à área correspondendo à localização geográfica do centro eletroprodutor fotovoltaico, incluir a etapa adicional de transformar a imagem calibrada numa imagem em tons de cinzento a partir de uma imagem a cores.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por a etapa de transformar a imagem calibrada numa imagem em escala de cinzentos a partir de uma imagem a cores ser feita utilizando o espaço de cor R, G, B de acordo com a seguinte fórmula de transformação em escala de cinzentos:

B(u, v) — R(u, v) B(u,v) — G(u,v)

K^u> v) v) ₊ v) + v) ₊ em que (ií,v) são coordenadas do pixel da imagem.

13. Método de acordo com as reivindicações 11 e 12, caracterizado por a etapa de transformar a imagem calibrada numa imagem em escala de cinzentos a partir de uma imagem a cores incluir a etapa adicional de calcular, através do processador de dados, um resultado de energia para a imagem em escala de cinzentos através da soma do espetro de energia de acordo com o algoritmo da Transformada Rápida de

Fourier.

14. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por na etapa de inserir imagens em tempo quase real, fornecidas por um satélite, no processador de dados, essas imagens serem em infravermelho.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado por o índice de nebulosidade ser determinado, através de um processador de dados e a partir de imagens de satélite, cada 15 minutos de acordo com a fórmula:

para um dado momento t a nebulosidade pela Distância de Terra Movida entre duas funções de densidade da possibilidade é

IEMD(t) = EMDÇP^IR, G, B}, P^R, G, B}) em que Ρ\ é a função de densidade da probabilidade da imagem de satélite em infravermelho adquirida mais recentemente em relação ao momento t e τ(ί) é o intervalo de tempo mais perto do momento t.

16. Método de acordo com as reivindicações 1 e 15, caracterizado por o mapeamento entre os índices de nebulosidade e a irradiação solar assentar nas medições de irradiação a partir de um piranómetro localizado próximo da câmara aérea e no cálculo da irradiação do céu limpo.

17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por a irradiação do céu limpo ser dada de acordo com a fórmula:

ί (η — 1\ \

I_cs = 5 · 1 + 0.033 · 2π I ———) · q^ma · sin a, \ \ 365 em que S = 1367V/m^-2 é a constante solar, n é o dia do ano corrente, a é a altitude solar e a massa de ar m_a é dada por m_a = (sina + 0.15(a + 3.885)^-1·²⁵³)^-1.

18. Método de acordo com as reivindicações 16 e 17, caracterizado por, tendo em consideração um horizonte de previsões h, a irradiação solar prevista no momento t + h é dada pela diminuição da irradiação do céu limpo no momento t + h devido ao impacto de TFML no momento t e no momento t — k_sc(t) ík_sc(t) corresponde a um atraso de 15 minutos em relação a t) e ao impacto do IEMD em relação ao momento t e ao momento t — k_ISÇt') (kis(t) corresponde a um atraso de 1 hora em relação a t) , estando definido como /_sc(t +/i) =/_cs(t +/i) · Z(t,/i), em que I_cs (t + Zi) é o valor teórico da irradiação do céu limpo no momento t + h e Z(t,Zi) é a perda de irradiação estimada para o momento t + h, sendo a perda calculada por em que são os parâmetros do horizonte Zi, estimados através de regressão log-linear; sendo E a energia da imagem em escala de cinza (BRBG), calculada sumando o espectro de potência, que resulta da aplicação da transformada de Fourier rápida à imagem BRBG, e sendo L a luminância da imagem a cores calibrada, em que o índice de nebulosidade que resulta do processamento das imagens da câmara aérea no instante t é dado por

TEML (t) = (E (t) ) / (L (t) ) .

19. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por o mapeamento codificar o movimento das nuvens ao considerar índices de nebulosidade em diferentes momentos.

20. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sobre o ângulo de inclinação e a orientação dos painéis fotovoltaicos serem determinados utilizando um algoritmo de acompanhamento solar.

21. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sobre limitações legais e técnicas predeterminadas associadas ao centro electroprodutor elétrico serem parâmetros previamente instalados e armazenados em meios de memória que estão em comunicação com o processador de dados.

22. Método de acordo com a reivindicação 21, caracterizado por um parâmetro previamente instalado ser o limite do inversor.

23. Método de acordo com a reivindicação 21, caracterizado por um parâmetro previamente instalado ser a capacidade do transformador.

24. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sobre a perda de eficiência da rede elétrica em conformidade com índices de perda de rede predeterminados serem dados relacionados com cablagem de corrente contínua (DC), cablagem de corrente alterna (AC), cabelagem DC/AC, e transformadores.

25. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o algoritmo de fator simultâneo ser entre 95% e 99%.

26.

Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o método de fusão ser uma abordagem determinística baseada nas aptidões do prestador externo de previsões.

27. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o método de fusão ser uma abordagem dinâmica baseada na janela de tempo móvel que minimiza o erro dos valores da previsão e os valores reais.

28. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o método de fusão atribuir um peso aos prestadores externos de previsões, o referido peso sendo o resultado da minimização do menor erro médio entre um valor de previsão variável e um valor observado, sendo o referido valor de previsão definido por uma combinação linear dos valores de previsão dos prestadores externos de informação, em que os pesos são desconhecidos na atrás referida minimização.

29. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado por os pesos serem atualizados cada 6 horas.

30. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o algoritmo upscaling comparar a soma da potência prevista para o grupo de centros electroprodutores fotovoltaicos com a potência real medida por dispositivos de medição.

31. Método das reivindicações 1 e 30, caracterizado por o algoritmo upscaling corresponder a uma curva upscaling que é um polinómio da sexta ordem.

32. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados serem comunicados ao processador de dados através de um servidor de protocolo de transferência de ficheiros.

33. Sistema para implementar o método da reivindicação 1, caracterizado por compreender:

um processador de dados capaz de receber dados de diversas entradas e fontes e de processar tais dados de acordo com algoritmos;

meios de memória capazes de armazenar dados e algoritmos, estando esses meios de memória em comunicação com o referido processador de dados;

pelo menos um sistema SCADA capaz de monitorizar e controlar um ou mais centros eletroprodutores fotovoltaicos e comunicar dados ao e receber dado do referido processador de dados;

pelo menos uma câmara aérea equipada com uma lente olho de peixe localizada próximo de cada centro eletroprodutor fotovoltaico, estando cada câmara aérea em comunicação com o processador de dados;

pelo menos um piranómetro para cada centro eletroprodutor fotovoltaico do grupo, estando cada piranómetro localizado próximo do seu respectivo centro eletroprodutor fotovoltaico e em comunicação com o sistema SCADA;

pelo menos um sensor de temperatura ambiente para cada centro eletroprodutor fotovoltaico do grupo, estando cada sensor de temperatura ambiente localizado próximo do seu respetivo centro eletroprodutor fotovoltaico e em comunicação com o sistema SCADA;

e um centro de controlo principal em comunicação com o sistema SCADA.