PT2673503T - Método para determinação de energia perdida - Google Patents

Description

DESCRIÇÃO "MÉTODO PARA DETERMINAÇÃO DE ENERGIA PERDIDA" A presente invenção refere-se a um método para determinação de energia perdida, que um aerogerador durante uma paragem ou um estrangulamento não pode captar do vento, mas teria podido captar caso não houvesse paragem ou estrangulamento. Adicionalmente, a presente invenção refere-se à recolha de dados, que podem ser usados para determinar a referida energia perdida. Além disso, a presente invenção refere-se a um aerogerador, no qual essa energia perdida pode ser determinada. A presente invenção refere-se ainda a um parque eólico, no qual pode ser determinada, no mínimo, a energia perdida de um aerogerador.

Os aerogeradores são do conhecimento geral. Eles compreendem, por exemplo, uma torre com uma nacelle que está disposta sobre esta e que compreende um rotor com pás do rotor, que estão dispostos num cubo ou num excêntrico, tal como representado como exemplo na figura 1. 0 rotor, que essencialmente compreende as pás do rotor e o excêntrico, é impulsionado pelo vento, entrando em rotação e acionando assim o gerador, que converte esta energia cinética em energia elétrica ou em potência elétrica baseada num valor instantâneo. Esta potência elétrica ou energia elétrica é geralmente alimentada numa rede de distribuição elétrica, ficando à disposição dos respetivos consumidores. Frequentemente, vários aerogeradores deste tipo ou outro são posicionados de modo adjacente entre si, podendo assim formar um parque eólico. Neste caso, os aerogeradores podem estar dispostos a uma distância de, por exemplo, algumas centenas de metros entre si. Um parque eólico é geralmente, embora não necessariamente, caracterizado por um ponto de entrada comum. Desta forma, a potência total gerada pelo parque eólico, ou seja o total de todos os aerogeradores do parque eólico, pode ser alimentada de modo centralizado num ponto, nomeadamente no ponto de entrada na rede elétrica.

Eventualmente, pode acontecer que um aerogerador seja parado ou estrangulado, embora as condições do vento permitam um funcionamento do aerogerador, em especial um funcionamento em modo estrangulado do aerogerador. Uma paragem deste género do aerogerador pode, por exemplo, ser necessária durante os trabalhos de manutenção ou quando há perturbações. Também pode acontecer que, para controlo da rede de distribuição, o operador de rede, que opera a rede de distribuição de energia, imponha um estrangulamento ou supressão do fornecimento de energia por um aerogerador durante um determinado período de tempo. Um funcionamento estrangulado também pode ser considerado, por exemplo, por razões de controlo das emissões, em especial para limitação da poluição sonora através de um funcionamento com ruído reduzido, ou para prevenir ou reduzir um impacto da sombra. Outros exemplos possíveis para uma redução são os requisitos do operador de rede, a acumulação de gelo ou uma redução ou desativação quando a instalação está a ser utilizada. Basicamente, as reduções ou desativações podem ser relevantes por motivos de segurança, como p. ex. risco de queda de gelo, e/ou por razões de controlo das emissões como, por exemplo, para redução do ruído, e/ou por razões técnicas internas, como por exemplo, um sobreaquecimento, e/ou por razões técnicas externas, como, por exemplo, sobretensão na rede de distribuição conetada, ou quando, por exemplo, a aerodinâmica diminui devido à acumulação de gelo. A paragem do aerogerador em particular não é habitualmente desejada pelo operador do aerogerador, porque daqui resultam perdas de remuneração para ele, devido à não alimentação de energia elétrica na rede de distribuição. Dependendo do motivo da paragem ou redução, um pedido de indemnização pela perda de energia pode ser feito contra terceiros como por exemplo o operador da rede. Por conseguinte, é importante determinar esta perda de energia, que basicamente representa um valor fictício. Assim, é desejável que esta quantidade de energia seja determinada de modo mais preciso possível, pois caso contrário a compensação resultante não pode ser determinada com exatidão e o operador do aerogerador seria prejudicado ou beneficiado. A deteção desta energia perdida é também designada por disponibilidade baseada na produção ou disponibilidade energética, que normalmente é indicada em valores percentuais, em relação à energia que poderia ter sido produzida caso não tivesse ocorrido a perda. Este conceito também é usado por oposição ao conceito de disponibilidade baseada no tempo, que apenas indica o período de tempo - por exemplo em termos percentuais em relação a um ano inteiro - durante o qual o aerogerador esteve parado e, por isso, indisponível.

Para se determinar a disponibilidade baseada na produção, ou a energia perdida para seu cálculo, pode ser utilizada, por exemplo, a curva característica de funcionamento do respetivo aerogerador. A curva característica de funcionamento indica a potência gerada em função da velocidade do vento. Se o aerogerador for desativado ou estrangulado, então a potência associada, que teria sido emitida pelo aerogerador de acordo com esta curva caracteristica de desempenho, pode ser lida a partir desta curva caracteristica de desempenho com base na velocidade do vento predominante que é conhecida com base numa medição. 0 problema aqui reside especialmente no facto de ser dificil detetar com precisão e de modo fiável a velocidade do vento predominante. Embora os aerogeradores apresentem normalmente um dispositivo de medição do vento como, por exemplo, um anemómetro na prática, este dispositivo é usado regularmente mas não, ou apenas de forma muito limitada, para controlar o aerogerador. 0 ponto de operação de um aerogerador é ajustado, por exemplo, regularmente em função de uma velocidade do rotor ou aceleração do rotor, caso o aerogerador disponha de um conceito de velocidade variável ou seja um aerogerador de velocidade variável. Por outras palavras, o aerogerador ou o seu rotor é o único sensor fiável de medição do vento, que, no entanto, quando parado não pode dar nenhuma informação sobre a velocidade do vento.

Uma outra possibilidade seria usar um mastro de medição para medição da velocidade do vento, para que a velocidade do vento medida desta forma seja utilizada e para, através da referida curva caracteristica de desempenho, se determinar a potência, que teria sido gerada segundo a curva caracteristica. No entanto, também aqui existe uma incerteza quanto à precisão do mastro de medição. Acresce que o mastro de medição está erguido numa posição afastada do aerogerador correspondente, o que causa distorções entre a velocidade do vento no mastro de medição e aquela que se verifica no respetivo aerogerador. Além disso, a velocidade do vento, apesar de apenas esta ser considerada na referida curva caracteristica de desempenho, não é suficiente para caracterizar o vento. 0 vento pode assim para um valor médio - aritmético -, por exemplo, conduzir a efeitos diferentes sobre o aerogerador e correspondentemente a uma geração diferente de energia, dependendo se ele é muito uniforme ou com muitas rajadas.

Também tem sido proposto que um mastro de medição ou um chamado mastro meteorológico seja correlacionado com uma ou várias estações meteorológicas, para que desta forma se melhore a informação relativa às condições meteorológicas predominantes, especialmente em relação ao vento predominante. Em particular, as medições do mastro meteorológico estão menos sujeitas às flutuações de vento locais. 0 documento US 2008/0079263 AI refere-se a um método para operação de um parque eólico com vários aerogeradores, em que o método inclui a criação de dados de disponibilidade para cada aerogerador. A publicação europeia EP 2206917 A2 refere-se a um método e um dispositivo para monitorização de um aerogerador. Aqui é determinada uma probabilidade de falha do aerogerador com base num desvio dos dados de estado detetados e o valor de comparação associado. A presente invenção tem, assim, por objetivo resolver ou reduzir pelo menos um dos problemas mencionados acima, em particular deve ser proposta uma solução que permita determinar de modo mais preciso a energia perdida ou a disponibilidade baseada na produção. No mínimo, deve ser proposta uma solução alternativa.

De acordo com a invenção, é proposto, por conseguinte, um método de acordo com a reivindicação 1, bem como de acordo com a reivindicação 6.

Assim, é proposto um método para criação de uma base de dados. Esta base de dados compreende vários, em especial um grande número de fatores de correlação, que são usados para determinar a perda de energia. A energia perdida é, neste caso, detetada, em particular, tal como reivindicado na reivindicação 6. Por conseguinte, é analisado um caso, em que um primeiro aerogerador está em modo parado ou em modo de funcionamento estrangulado.

Para simplificar a explanação, é usado primeiro um aerogerador que está parado. Neste caso, é detetada a potência atual de pelo menos um aerogerador de referência, que está em modo de funcionamento sem restrições. Em principio, também pode ser usado um aerogerador de referência em modo de funcionamento estrangulado. No entanto, para melhor explanação, é primeiro usado um aerogerador sem restrições. Este aerogerador em modo de funcionamento sem restrições debita uma potência que pode ser medida ou cujo valor está disponível no sistema de controlo deste aerogerador de referência. Partindo desta potência conhecida, é então calculada a potência esperada do primeiro aerogerador atualmente em modo parado, através de uma correlação previamente registada, em especial através de um fator de correlação previamente registado. Assim, se por exemplo o aerogerador de referência estiver a funcionar em modo de funcionamento sem restrições e debitar uma potência de 1 MW e o fator de correlação corresponder a, por exemplo, 1,2, então a potência esperada do primeiro aerogerador atualmente em modo parado seria estimada em 1,2 MW. Entende-se por valores atuais, como por exemplo as potências ou as condições ambientais como a direção do vento, os valores momentâneos ou os valores das condições momentaneamente predominantes.

Este fator de correlação é registado para determinados pontos de funcionamento e, nessa medida, é utilizado não só um fator de correlação entre este aerogerador de referência e o primeiro aerogerador, mas vários, em especial um grande número de fatores de correlação. Basicamente, através de um fator pode ser descrita uma correlação diferente entre a potência do aerogerador de referência e a potência do primeiro aerogerador, como por exemplo através de uma função de primeira ordem ou superior. A utilização de fatores representa, todavia, uma solução relativamente simples. A precisão do cálculo da potência esperada do primeiro aerogerador a partir da respetiva potência atual do aerogerador de referência é possível através da determinação e utilização dos vários fatores correspondentes, que foram usados correspondentemente em muitas situações e foram previamente registados de modo correspondente. A presente invenção refere-se, assim, não só à deteção da energia perdida, mas também à determinação dos fatores de correlação que são necessários para tal e, por conseguinte, à elaboração de uma base de dados correspondente.

De modo preferido, estas correlações, que também podem ser designadas por regras de correlação, nomeadamente os fatores de correlação são determinados em função das condições-limite e armazenados de forma correspondente. Neste caso, pode-se registar as correlações entre o primeiro aerogerador e um outro aerogerador de referência ou outros aerogeradores de referência.

De acordo com uma forma de realização, são registados os valores absolutos da potência dos respetivos pontos de funcionamento, em especial, na dependência da velocidade do vento ou da direção do vento. 0 registo é efetuado, de um modo preferido, para cada aerogerador, embora, em alternativa ou adicionalmente, também pode ser efetuado como um valor para um parque eólico inteiro. De modo preferido, estes valores são registados em conjunto com os fatores de correlação para cada aerogerador e carregados numa base de dados. Estes valores absolutos são então usados se não houver nenhum aerogerador de referência convenientemente disponível, em especial, quando todos os aerogeradores de um parque eólico estão a trabalhar em modo estrangulado ou estão parados. Tal pode ser o caso, por exemplo, aquando da redução da produção de energia pelo parque eólico inteiro de acordo com o estabelecido pelo operador da rede. Numa situação destas ou semelhante, a potência esperada para cada aerogerador do parque eólico, em função da velocidade do vento e da direção do vento, é obtida da base de dados. A energia esperada do aerogerador em causa e também do parque eólico como um todo pode ser calculada a partir daí. A medição concreta e o armazenamento dos valores de potência efetivos dependentes da direção do vento e da velocidade do vento permite obter uma base muito precisa e reprodutível para a determinação da potência esperada. A criação e utilização de modelos complexos é evitada. Para determinar a potência total esperada de um parque eólico, são somadas, por exemplo, as potências individuais esperadas dos aerogeradores ou a potência total esperada do parque eólico é obtida, por exemplo, de uma base de dados onde foi registada. A intensidade do vento e a direção do vento é registada, por exemplo, num ponto central do parque eólico, em especial num mastro de medição. Quanto ao resto, todos os aspetos, explanações e formas de realização mencionados em conexão com os fatores de correlação são também aplicáveis, por analogia, ao armazenamento e utilização dos valores absolutos da potência, se aplicável.

De um modo preferido, são registadas as correlações entre todos os aerogeradores de um parque eólico. Durante o armazenamento dos dados de vários aerogeradores de referência, o aerogerador de referência em questão é armazenado juntamente com as respetivas correlações. Vários aerogeradores de referência podem, por exemplo, ser usados para que, dependendo de outras condições-limite, seja selecionado pelo menos um aerogerador de referência especialmente adequado, e/ou vários aerogeradores de referência podem ser usados para se determinar de forma redundante a potência esperada, para deste modo se efetuar uma comparação para minimização do erro. Também podem ser usados vários aerogeradores de referência para se poder então determinar uma potência esperada do primeiro aerogerador se, por razões imprevistas, falhar um aerogerador de referência.

De modo preferido, a escolha de um aerogerador de referência está dependente das condições-limite, como p. ex. a direção do vento. Assim, dependendo eventualmente da direção do vento, um aerogerador de referência pode ser mais ou menos representativo do desempenho do primeiro aerogerador, nomeadamente do aerogerador em análise. Se houver, por exemplo, um obstáculo entre o primeiro aerogerador e o aerogerador de referência escolhido, isto pode levar a uma dissociação pelo menos parcial do desempenho de ambos os aerogeradores, se o vento soprar do aerogerador de referência para o primeiro aerogerador ou vice-versa. Se, no entanto, o vento estiver de tal modo que, no ponto de vista da direção do vento, ambos os aerogeradores estão lado a lado, então a influência de um tal obstáculo é reduzida.

Um aerogerador de referência é aqui um aerogerador que está posicionado na vizinhança do primeiro aerogerador - o que é compreensível para o especialista. Esta proximidade pode corresponder a uma distância de várias centenas de metros ou até um ou vários quilómetros, desde que o desempenho do aerogerador de referência ainda permita estabelecer uma correspondência suficiente em termos de desempenho com o primeiro aerogerador. Tal pode depender de situações concretas como, por exemplo, o terreno. Quanto mais uniforme for o terreno e menos obstáculos apresentar, tanto mais é provável que um aerogerador de referência em posição mais afastada também estabeleça ainda uma relação suficiente com o primeiro aerogerador.

De modo preferido, a potência atual do aerogerador de referência, a direção atual do vento e/ou a velocidade atual do vento constituem respetivamente uma condição-limite, em cuja dependência é registada e armazenada a correlação. Seguidamente, o método é explicado em conexão com os fatores de correlação. Em princípio, as explanações são também aplicáveis em outras correlações. De modo preferido, a direção atual do vento e a velocidade atual do vento constituem respetivamente uma condição-limite. Assim, é registado um fator de correlação entre o primeiro aerogerador e o aerogerador de referência relevante, quer na dependência da direção do vento quer na dependência da velocidade do vento. Desta forma, pode prevalecer, por exemplo, um fator de correlação de 1,2 com uma velocidade do vento de 7 m/s e uma direção norte do vento, enquanto a mesma velocidade do vento mas com uma direção sul do vento determina, por exemplo, um fator de correlação de 1,4. Se a velocidade do vento - para referenciar um outro exemplo - se situar apenas nos 6 m/s com a mesma direção do vento, o fator de correlação poderia ser, por exemplo, 1. Todos estes valores são registados e depositados numa base de dados. 0 exemplo com a direção do vento e a velocidade do vento consideradas respetivamente como uma condição-limite dá origem a um campo bidimensional da base de dados para cada aerogerador de referência. Se estes valores forem registados para vários aerogeradores de referência, surge assim - em termos figurativos - um campo de dados tridimensional com a identificação do aerogerador de referência como uma outra grandeza variável. 0 modo como a base de dados é armazenada ou construída pode também ser concebido de forma que sejam registados fatores de correlação para todos os aerogeradores de um parque eólico e armazenados numa matriz e que uma matriz deste tipo seja registada para cada valor de uma condição-limite.

Em alternativa ou adicionalmente, a potência atual do aerogerador de referência pode ser utilizada como condição-limite. Esta potência poderia ser utilizada, por exemplo, em vez da velocidade do vento. Por conseguinte, a direção do vento predominante, p. ex. vento de norte, e a potência dominante, p. ex. 1 MW, poderiam ser estabelecidas primeiro como condição-limite. Seguidamente, é determinada a relação entre a potência do primeiro aerogerador e do aerogerador de referência e depositada na base de dados com estas condições-limite, nomeadamente vento de norte e potência gerada de 1 MW, para este primeiro aerogerador de referência. Se o primeiro aerogerador for agora parado, por exemplo, para manutenção, a respetiva potência esperada pode ser determinada. Para tal, o fator de correlação para as condições-limite, ou seja, por exemplo, o fator de correlação para vento de norte e uma velocidade do vento de 7 m/s pode ser obtido da base de dados ou, em alternativa, se a base de dados ou o registo da base de dados estiver criado em conformidade, o fator de correlação para a condição-limite de vento de norte e uma potência gerada de 1 MW pode ser obtido da base de dados. Este fator de correlação é então multiplicado em ambos os casos descritos pela potência produzida do aerogerador de referência, para se determinar a potência esperada do primeiro aerogerador.

Na segunda alternativa reportada, a potência instantânea gerada no aerogerador de referência apresenta assim uma dupla função. Em primeiro lugar, é utilizada para obter da base de dados o fator de correlação associado e, depois, é utilizada para calcular a potência esperada do primeiro aerogerador a partir do fator de correlação obtido.

De modo preferido, a potência atual do aerogerador de referência, pelo menos quando utilizada como condição-limite, a direção atual do vento e/ou a velocidade atual do vento são segmentadas em áreas discretas. Desta forma, a dimensão da base de dados pode ser limitada. Se, por exemplo, a potência do aerogerador de referência for subdividida em passos de 1% em relação à sua potência nominal, então para um aerogerador com uma potência nominal de 2 MW resultará uma divisão em áreas ou passos de 20 KW. No entanto, isto apenas se refere à potência quando utilizada como condição-limite, ou seja, desde que utilizada para depositar o fator de correlação na base de dados ou para obter o fator de correlação da base de dados. O cálculo concreto da potência esperada do primeiro aerogerador é, no entanto, efetuado através da multiplicação do fator de correlação pela potência efetiva não dividida em áreas discretas. Obviamente que também poderia ser feita uma multiplicação pela potência dividida em áreas discretas, especialmente se as áreas discretas se situarem na ordem de grandeza da precisão da predição da potência. A velocidade do vento pode ser dividida, por exemplo, em passos ou áreas de 0,1 m/s, e a direção do vento pode ser dividida, por exemplo, em setores de 302 .

Se, por exemplo, para um aerogerador de referência com uma velocidade inicial do vento ou uma velocidade do vento denominada "cut-in" de 5 m/s e uma velocidade nominal do vento de 25 m/s for efetuada uma discret ização das velocidades do vento em setores de 302 e uma discretização da velocidade do vento em passos de 0,1 m/s, então surge um campo de dados de 360 graus / 30 graus = 12 setores de velocidade do vento vezes (20 m/s)/(0,1 m/s)= 200 passos de velocidade do vento e, assim, um campo de dados com 2400 campos, ou seja, 2400 fatores de correlação para este aerogerador de referência exemplificativo.

Os fatores de correlação são, de modo preferido, registados e armazenados durante o funcionamento regular, para que desta forma a base de dados seja constantemente carregada com os fatores de correlação. Opcionalmente e/ou se necessário, os fatores de correlação, que ainda não puderam ser determinados pelas medições, podem ser calculados a partir dos fatores de correlação já existentes, em especial interpolados ou extrapolados. Também na aplicação de uma outra regra de correlação como fator de correlação, por exemplo, uma função de correlação de primeira ordem, pode ser feita uma interpolação ou extrapolação, p. ex. através da interpolação ou extrapolação dos coeficientes de uma função de correlação deste tipo. Assim, é proposto que o primeiro aerogerador e pelo menos um aerogerador de referência sejam operados pelos fatores de correlação, independentemente de uma necessidade de determinação. Neste caso, desde que as instalações sejam efetivamente operadas -surge inevitavelmente um certo ponto de funcionamento e consequentemente as respetivas condições-limite, como direção do vento e velocidade do vento. Para tal, é registado um fator de correlação que é armazenado na base de dados tendo em conta as condições-limite predominantes. Isto é feito, de modo preferido, para todos os aerogeradores do parque eólico. Se o ponto de funcionamento mudar e, por conseguinte, a condição-limite, é novamente calculado um fator de correlação que é armazenado com as novas condições-limite num outro endereço da base de dados.

Desta forma, a base de dados compreende apenas os fatores de correlação para as condições-limite, mediante as quais o aerogerador já foi operado. Se o primeiro aerogerador for agora desligado e um ponto de funcionamento surgir para o aerogerador de referência, para o qual até agora ainda não foi registado nenhum fator de correlação, este pode ser calculado a partir de fatores de correlação adjacentes já armazenados, ou seja, a partir de fatores de correlação que já foram registados para condições-limite semelhantes. 0 fator de correlação pode ser interpolado, por exemplo, para uma direção do vento do setor 0 a 302 e para uma velocidade do vento de 10 m/s a partir de dois fatores de correlação, um dos quais foi registado para o setor da direção do vento de 330 a 360 graus e uma velocidade do vento de 9,9 m/s e o outro foi registado num setor da direção do vento de 30 a 602 e uma velocidade do vento de 10,1 m/s. Este é apenas um exemplo simples de um cálculo por interpolação. De igual modo, podem ser usados vários fatores de correlação para calcular ou estimar um fator de correlação em falta.

Caso ainda não tenham sido registados muitos fatores de correlação, porque p. ex. os aerogeradores em causa ainda não estão em funcionamento há muito tempo, em especial no primeiro ano de funcionamento do parque eólico, o cálculo da energia perdida pode ser feito de modo retroativo em função do período de tempo passado, como p. ex. o ano transato. Para tal, são armazenados os dados da potência gerada pelos aerogeradores de referência. No final do período de tempo relevante, a energia perdida pode então ser calculada a partir dos dados de potência armazenados e dos fatores de correlação entretanto detetados até então. Isto apresenta a vantagem de até lá se poder registar mais fatores de correlação e, por conseguinte, serem necessárias menos interpolações ou extrapolações ou até poderem ser completamente evitadas.

Como condições-limite adicionais, podem ser registadas, por exemplo, as condições ambientais como tempreratura, pressão atmosférica, humidade e densidade do ar. Estas condições-limite mencionadas a título de exemplo, que em parte estão interligadas fisicamente, podem influenciar o funcionamento do aerogerador e refletir-se de modo correspondente no fator de correlação respetivo. A observância de várias condições-limite pode resultar numa base de dados de várias dimensões para os fatores de correlação.

No entanto, o método para deteção de energia perdida de acordo com a invenção é tolerante relativamente às variações das condições-limite e, em especial, também relativamente à imprecisão das medições como a velocidade do vento. 0 método proposto apresenta, a saber no mínimo, uma abordagem de duas fases.

Na primeira fase, é escolhido um fator de correlação que está dependente das condições-limite. A observância das condições-limite confere a este fator de correlação uma correlação bastante precisa e em especial fiável.

Na segunda fase, o fator de correlação correspondente é multiplicado pela potência do aerogerador de referência. Desta forma, os fatores de influência como a densidade do ar podem ser tomados em conta, sem que tenham de ser registados. Se, por exemplo, a densidade do ar não for considerada como condição-limite aquando da seleção do fator de correlação, esta flui para a potência do aerogerador de referência, embora de modo indireto, sem medição expressa. A densidade do ar equivale portanto a uma potência elevada do aerogerador, porque o ar contém mais energia cinética quanto maior for a densidade. Através da multiplicação pelo fator de correlação - não dependente da densidade do ar - obtém-se com uma potência mais elevada calculada do aerogerador de referência uma potência esperada também mais elevada para o primeiro aerogerador. Na determinação da potência esperada do primeiro aerogerador através de uma medição da velocidade do vento e da curva caracteristica de potência do primeiro aerogerador, a densidade do ar - para continuarmos neste exemplo - não seria tida em consideração. Consequentemente, a potência esperada do primeiro aerogerador é calculada de forma correspondentemente errónea. 0 método também é tolerante, por exemplo, em relação a uma medição não precisa da velocidade do vento. Isto é bastante relevante, porque precisamente a velocidade do vento é difícil de se medir e está sujeita a grandes erros. No método proposto, a velocidade do vento apenas participa na determinação do fator de correlação se é que de facto participa. Se a velocidade do vento medida se situar, por exemplo, mais ou menos 10% acima da velocidade do vento efetiva, então esta participa, por um lado, na determinação e armazenamento correspondente do fator de correlação respetivo, e, por outro lado, reflete-se também na releitura do fator de correlação se este estiver na dependência da velocidade do vento. Este erro sistemático referido como exemplo destaca-se assim novamente. Por outras palavras, a velocidade do vento serve aqui apenas para o reconhecimento aproximado do ponto de funcionamento subjacente. A extensão do erro do valor absoluto da velocidade do vento não se reflete, desde que este valor se tenha reproduzido de novo.

Caso surja um erro aleatório durante a medição da velocidade do vento, o que geralmente não é de esperar em grande escala, este erro pode levar, quando muito, à leitura de um fator de correlação errado. No entanto, neste caso deveria ser lido, pelo menos, um fator de correlação de uma velocidade do vento semelhante, suscetível de variar em menor extensão do que a própria velocidade do vento. Também neste caso, o método prova ser tolerante ao erro. O método descrito até agora para o primeiro aerogerador numa situação de paragem é, em princípio, também aplicável a uma situação de estrangulamento do primeiro aerogerador. Se, por exemplo, para redução do ruído, o primeiro aerogerador for estrangulado, ao passo que um aerogerador de referência não foi estrangulado, por exemplo porque é mais pequeno, porque foi concebido como menos ruidoso ou está a uma distância maior de uma povoação do que o primeiro aerogerador, a potência esperada do primeiro aerogerador a funcionar em modo estrangulado pode ser determinada do modo descrito acima. A energia perdida resulta da diferença entre a potência em funcionamento estrangulado e a potência esperada calculada em modo de funcionamento normal. Para completar, salienta-se ainda que é claro para o especialista que a energia perdida resulta da potência perdida integrada ao longo do periodo de tempo relevante. No caso mais simples ou simplificado, isto significa uma multiplicação da potência perdida pelo periodo de tempo respetivo.

De modo preferido, é proposto que para a determinação da potência esperada do primeiro aerogerador sejam usados vários aerogeradores de referência. 0 registo dos fatores de correlação ou outras correlações pode ser efetuado de modo individual para cada aerogerador tal como descrito, para que exista um conjunto de dados para cada aerogerador de referência. Também é possivel registar as correlações entre todos os aerogeradores considerados e escreve-las numa matriz. Se a potência esperada do primeiro aerogerador for então calculada durante o seu modo de funcionamento parado, isto pode ser feito com a ajuda de cada um dos aerogeradores de referência, pois em cada caso é lido um fator de correlação deste aerogerador de referência e multiplicado pela sua potência instantânea, para calcular a potência esperada do primeiro aerogerador. Numa situação ideal, de cada aerogerador de referência resulta a mesma potência esperada para o primeiro aerogerador. Caso este resultado ideal seja conseguido, isso confirma a qualidade do cálculo da potência esperada. Se, no entanto, ocorrerem desvios, podem ser utilizadas as potências esperadas que foram determinadas de forma repetida e consequentemente redundante, para deste modo se calcular uma única potência esperada. Assim, pode ser encontrada, por exemplo, um valor médio simples, através da soma de todas as potências determinadas e divisão pelo seu número. No entanto, um aerogerador de referência pode eventualmente ser classificado como mais relevante e o valor determinado por este pode ser considerado como mais preponderante por via de uma ponderação. Uma outra possibilidade consiste em aplicar o método dos minimos quadrados. É portanto, determinado um valor comum da potência esperada, no qual os quadrados de cada desvio das potências esperadas determinadas individualmente resultam no total no valor mais pequeno.

De modo preferido, a direção atual do vento e/ou a velocidade atual do vento é registada no aerogerador de referência, no primeiro aerogerador e/ou num outro ponto de medição, em especial num mastro de medição. Se o primeiro aerogerador estiver em modo parado, uma parte da tecnologia de medição pode, porém, estar ainda em funcionamento, como por exemplo o anemómetro da nacelle, e assim mesmo determinar a velocidade aproximada do vento no primeiro aerogerador e fundamentar o procedimento posterior. No entanto, pode ser vantajoso usar a velocidade do vento de um aerogerador de referência, pois desta forma é esperada uma correlação elevada em relação à potência deste aerogerador de referência. Se possível, os fatores de correlação quando registados e lidos deveriam ser medidos no mesmo local. A utilização de um mastro de medição pode ser benéfica, pois possibilita muitas vezes uma melhor medição da velocidade do vento. Em particular, a medição da velocidade do vento num mastro de medição do vento não é afetada pelas breves interferências das pás do rotor, tal como acontece frequentemente nos anemómetros da nacelle durante o funcionamento de um aerogerador. Além disso, o mastro de medição pode representar um ponto neutro de medição, se vários aerogeradores forem usados como aerogeradores de referência. Pode ser vantajoso usar um mastro de medição situado dentro e para um parque eólico e que fornece uma grandeza de medição representativa para o parque eólico inteiro. A utilização dos valores de uma estação meteorológica próxima, quer como valores diretos quer para conciliação com a velocidade do vento medida por um mastro de medição ou por um aerogerador, pode ser vantajosa e pode melhorar a qualidade dos resultados da medição.

De acordo com a invenção, um aerogerador está equipado com um método descrito para determinar as regras de correlação, em especial, os fatores de correlação e/ou com um método para determinar um valor de energia perdida.

De acordo com a invenção, também é proposto um parque eólico, que está equipado, pelo menos, com um dos métodos descritos acima. Num parque eólico deste tipo - mas não apenas num deste tipo - pode estar preparada uma troca de dados entre os aerogeradores por intermédio de, por exemplo, um SCADA. Um sistema de troca de dados deste tipo pode também ser usado para efetuar a troca de dados que os métodos descritos necessitam.

Assim, é proposta uma solução, nomeadamente métodos correspondentes bem como um aerogerador ou um parque eólico, através da qual a energia perdida pode ser calculada. Para tal, é calculada a potência de um aerogerador em modo parado ou estrangulado e, durante o período subjacente, é então calculada a energia perdida, ou seja a energia que de acordo com o cálculo teria sido produzida, fornecida e correspondentemente remunerada. Trata-se aqui basicamente de uma potência fictícia ou uma energia fictícia, que deve ser determinada com precisão de forma correspondente, quer no interesse daquele que espera receber uma compensação, quer daquele que deve pagar uma compensação, devendo ser considerada da forma mais justa possível.

Assim, pode ser calculada uma disponibilidade do aerogerador baseada na produção. Esta disponibilidade baseada na produção, que se baseia no conceito inglês "production based availability" ou de forma abreviada PBA, é frequentemente estabelecida pelo quociente da energia produzida medida ("measured energy production" MEP) dividido pela energia produzida esperada (expected energy production", EEP), em que está subjacente o período de tempo de um ano ou o período de tempo de um mês. A disponibilidade baseada na produção PBA é, p. ex., calculada de acordo com a seguinte fórmula:

PBA=MEP/EEP A PBA pode ser definida de modo diferente, podendo ser utilizadas outras fórmulas de modo correspondente. Também os parâmetros da fórmula acima podem ser definidos de maneira diferente. Seguidamente será explicada uma possibilidade para os parâmetros da fórmula acima. A energia efetivamente produzida no ano (MEP) pode ser registada ao longo de um ano por intermédio de uma respetiva unidade de medição, como por exemplo por intermédio de um contador de eletricidade ou contador de energia. Este tipo de medição da energia produzida está normalmente presente num aerogerador e os dados podem ser acedidos. A produção de energia esperada, ou seja a conversão esperada da energia do vento em energia elétrica (EEP), corresponde assim à soma da energia efetivamente produzida (MEP) e da energia perdida, cujo cálculo ou determinação é feito de acordo com a invenção, em especial é melhorado. De acordo com a invenção, é nomeadamente proposto um método, pelo qual as potências de saída dos aerogeradores, em especial, de um parque eólico estão correlacionadas. Uma variante preferida consiste em criar uma matriz, tendo cada uma um fator de correlação entre cada aerogerador considerado para este objetivo, ou seja, entre cada aerogerador de um parque eólico. Uma matriz deste tipo é seguidamente ilustrada, de modo exemplificativo, para um aerogerador, que é referenciado na matriz como WEC1, WEC2, WEC3, WEC4 até WECn. Os valores introduzidos são meramente exemplificativos.

Tabela 1

Esta matriz pode ser vista como uma correlação da produção de referência do parque eólico. Esta matriz inclui, por exemplo, os fatores para uma velocidade do vento de 8 m/s e uma direção do vento de 302, o que pode designar p. ex. uma gama de 0-302. Além disso, os valores absolutos estão incluídos e podem ser eventualmente usados mesmo que as outras instalações de referência estejam paradas ou em modo estrangulado.

Se um aerogerador estiver agora parado ou a funcionar em modo estrangulado, a sua potência esperada e, por conseguinte, a energia produzida esperada pode ser calculada, pelo menos, a partir de uma potência efetiva ou energia efetiva de um dos outros aerogeradores através do fator de correlação.

No final de um período acordado, como por exemplo um período anual ou mensal, a disponibilidade baseada na produção (PBA) pode assim ser calculada. De modo preferido, apenas são usados como dados de referência os dados que foram registados durante o funcionamento normal. Quanto mais longo for o período de tempo durante o qual o parque eólico operou em modo normal -aqui podem ser intercalados períodos de tempo durante os quais tal não foi o caso - mais completa poderá ser a base de dados e eventualmente melhor. A tabela apresentada acima pode ainda ser utilizada para registar direções diferentes do vento e velocidades diferentes do vento ou também outras condições-limite, para que existam muitas tabelas deste tipo ou em conjunto formem uma base de dados para um parque eólico ou outro ajuntamento de aerogeradores.

Seguidamente, a presente invenção será exemplificada com base em formas de realização e referência aos desenhos anexos.

Figura 1 mostra um aerogerador conhecido.

Figura 2 mostra um fluxograma para deteção de coeficientes de correlação.

Figura 3 mostra um fluxograma para deteção da energia perdida.

De acordo com a figura 2, os parâmetros de correlação para 0 comportamento dos vários aerogeradores são registados sequencialmente. Em particular, isto visa a correlação de alguns ou todos os aerogeradores de um parque eólico. No bloco 200 de medição, é medida a potência de cada um dos aerogeradores. Isto normalmente significa que a potência de qualquer maneira disponível em cada aerogerador é utilizada ou disponibilizada para os passos seguintes. Esta disponibilização da potência bem como dos outros dados necessários que serem trocados pode ser efetuada, por exemplo, por um sistema denominado SCADA.

No bloco 202 de cálculo, são calculados os fatores de correlação entre as potências registadas no bloco 200 de medição. A fórmula utilizada aqui é a seguinte:

O fator Kij representa assim a correlação entre a potência Pi do aerogerador i e a potência Pj do aerogerador j. Os índices 1 e j são assim variáveis de controlo inteiras.

Os fatores de correlação Kij calculados desta forma são então armazenados numa matriz no passo seguinte no bloco 204 de armazenamento. A matriz corresponde p. ex. à tabela 1.

Nesta sequência simplificada de acordo com os blocos 200, 202 e 204, todos os fatores de correlação entre todos os aerogeradores do parque são registados e armazenados nas mesmas condições-limite. Dependendo das condições, é escolhida a matriz correspondente, que está assim relacionada com as respetivas condições-limite como direção do vento e velocidade do vento. A sequência esquematizada pressupõe, em primeiro lugar, que todos os aerogeradores operam em modo normal, ou seja, em modo não estrangulado. Eventualmente, também podem ser tidos em conta os aerogeradores em modo estrangulado, ou a potência dos aerogeradores estrangulados não é tida em conta e, consequentemente, também os fatores de correlação afetados não são calculados. As entradas correspondentes na matriz ficam assim em branco.

No bloco 206 de repetição, o método representado é repetido sucessivamente. Para tal, pode ser definido, por exemplo, um tempo de repetição T, que pode corresponder, por exemplo, a 10 min. O processo representado na figura 2 seria então executado a cada 10 min.

Se durante a repetição for determinado um fator de correlação ou vários fatores de correlação, para os quais já foram armazenados valores, então o respetivo fator de correlação recém-determinado ora pode ser descartado, ora pode substituir o fator de correlação já existente no seu lugar ou o fator de correlação armazenado pode ser melhorado, na medida em que é estabelecida, por exemplo, uma média de todos os valores registados até lá deste fator de correlação, ou seja, desta entrada. Também pode estar previsto que apenas alguns valores, como por exemplo os últimos 10 valores, devem ser tidos em conta e deve ser estabelecido um valor médio. A figura 3 mostra um método, que em primeiro lugar considera apenas dois aerogeradores, nomeadamente um aerogerador de referência e um primeiro aerogerador. O método da figura 3 pode ser estendido a vários aerogeradores ou a vários pares de aerogeradores, até que todos os aerogeradores do parque eólico sejam considerados. 0 método demonstrado também pode ser executado várias vezes em paralelo com diversos aerogeradores. Também aqui, o cálculo e/ou a necessária transmissão de dados podem ser executados por intermédio de um SCADA. A figura 3 mostra em primeiro lugar um primeiro bloco 300 questão, no qual é verificado se o aerogerador de referência selecionado trabalha em modo normal, ou seja, não está estrangulado. Caso a resposta seja não, então pode ser selecionado um outro aerogerador como aerogerador de referência de acordo o bloco 302 de alteração. Com este aerogerador seguinte, volta-se de novo ao inicio ao primeiro bloco 300 questão.

Além disso, o aerogerador de referência já analisado, que não opera em modo normal, nomeadamente encontra-se parado, pode ser selecionado como primeiro aerogerador. Isto é demonstrado pelo bloco 304 de escolha. O primeiro aerogerador é aqui aquele para o qual se pretende determinar a potência perdida ou a energia perdida, ou seja, para o qual deve ser calculada a potência ou a energia esperada.

Desde que um aerogerador de referência escolhido opere em modo não restrito, o primeiro bloco 300 questão ramifica para o segundo bloco 306 questão. O segundo bloco 306 questão basicamente verifica o mesmo que o primeiro bloco 300 questão verificou, embora para o primeiro aerogerador. Se o primeiro aerogerador operar em modo não estrangulado, ou seja, em modo normal, então o segundo bloco 306 questão ramifica para outro bloco, nomeadamente para o bloco 308 de cálculo. No bloco 308 de cálculo , o fator de correlação K é calculado a partir do coeficiente da potência do primeiro aerogerador e da potência do aerogerador de referência. No bloco 310 de armazenamento subsequente, este fator de correlação K é armazenado numa base de dados. Aqui também são incluídas, de modo preferido, as condições-limite como as direções do vento e a velocidade do vento predominantes. Finalmente, após o bloco 310 de armazenamento, o método regressa novamente ao segundo bloco 306 questão, e os blocos 306, 308 e 310 são novamente percorridos, provavelmente após um atraso de, por exemplo, 10 min. Se o método trabalhar neste ciclo destes três blocos 306, 308 e 310, basicamente realiza-se uma aquisição dos fatores de correlação K, em especial, para estes dois aerogeradores, nomeadamente um aerogerador de referência e o primeiro aerogerador. Os aerogeradores encontram-se portanto em modo de funcionamento normal e forma gradualmente a base de dados, que é necessária para um funcionamento em modo não normal.

Se no segundo bloco 306 questão for verificado que o primeiro aerogerador não se encontra no modo de funcionamento normal, ou seja, opera com estrangulamento ou está parado, então este bloco ramifica para o bloco 312 de leitura. Neste bloco, o fator de correlação K é então lido de acordo com a base de dados que foi criada previamente, em especial, mediante observância das condições-limite como a velocidade do vento e a direção do vento predominantes. Se o fator de correlação em questão não estiver armazenado na base de dados, então este pode ser eventualmente interpolado a partir de outros fatores de correlação já existentes.

Uma vez lido o fator de correlação K, a potência esperada do primeiro aerogerador pode ser determinada no bloco 314 de determinação a partir da potência de referência PRef do aerogerador de referência. Esta potência esperada é aqui identificada como PiS.

No bloco 316 de determinação da energia, é então determinada a energia associada através da integração da potência esperada ou estimada PiS ao longo do respetivo período de tempo. Uma vez que se parte, de forma simplista, de uma potência constante Pis para o período de tempo relevante, a energia é calculada pela multiplicação de PiS pelo valor temporal T associado. Esta energia pode ser adicionada à energia Es já calculada anteriormente, para assim resumir a energia esperada em questão ao longo de um período de observação de, por exemplo, um mês ou um ano. 0 fator temporal T do bloco 316 de determinação de energia pode corresponder ao fator temporal T do bloco 206 de repetição da figura 2. No entanto, isto não é uma condição obrigatória. Em particular, pode acontecer que a cada 10 min os passos descritos se repitam e seja determinada uma potência estimada no bloco 314 de determinação. No entanto, o primeiro aerogerador pode possivelmente deixar de funcionar em modo normal, por exemplo, até 5 min. Esta informação está à disposição do método mostrado e apesar de um período de repetição de 10 min, neste exemplo, o cálculo da energia seria apenas baseado no período de tempo de 5 min.

Depois de a energia ter sido determinada ou complementada no bloco 316 de determinação da energia, o método inicia-se de novo no segundo bloco 306 questão, tal como descrito.

Lisboa, 11 de janeiro de 2017

Claims (14)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Método para elaboração de uma base de dados, que compreende várias regras de correlação, em especial fatores de correlação, para determinação de perda de energia, que durante uma paragem ou um estrangulamento de um primeiro aerogerador não pode ser convertida por este em energia elétrica, a partir da potência registada de pelo menos um aerogerador de referência funcionando em modo de estrangulamento ou não, compreendendo os passos: deteção simultânea da potência instantânea do primeiro aerogerador e de, pelo menos, um aerogerador de referência em modo de funcionamento estrangulado ou não, determinação de uma regra de correlação respetiva, em especial de um fator de correlação, que descreve uma relação entre a potência do primeiro aerogerador e a potência, do pelo menos um, aerogerador de referência, e armazenamento, da pelo menos uma, regra de correlação ou fator de correlação em função de, pelo menos, uma condição-limite.
2. 2. Método para elaboração de uma base de dados de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a condição-limite, que é, pelo menos uma, ser selecionada a partir da lista compreendendo: - a direção atual do vento, - a velocidade atual do vento, - a potência atual do aerogerador de referência, - a temperatura exterior atual e - a densidade atual da massa do ar, e/ou por a potência instantânea para o primeiro aerogerador, o aerogerador de referência e/ou para outros aerogeradores ser armazenada em função de, pelo menos, uma condição-limite.
3. 3. Método para elaboração de uma base de dados de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por - a direção atual do vento, - a velocidade atual do vento, - a potência atual do aerogerador de referência, - a temperatua exterior atual e/ou - a densidade atual da massa do ar, ser subdividida em áreas discretas para utilização como condição-limite.
4. 4. Método para elaboração de uma base de dados de acordo com uma das reivindicações anteriores, caracterizado por as regras de correlação ou fatores de correlação serem registados e armazenados de modo regular, para que a base de dados seja assim carregada constantemente com os fatores de correlação e por, opcionalmente e/ou se necessário, as regras de correlação ou fatores de correlação ainda não determinados pela medição serem calculados, em especial interpolados ou extrapolados.
5. 5. Método para elaboração de uma base de dados de acordo com uma das reivindicações anteriores, caracterizado por, para valores diferentes ou combinações de valores diferentes de uma ou várias condições-limite, ser registado respetivamente um conjunto de regras de correlação ou um conjunto de fatores de correlação para três ou mais aerogeradores, em que respetivamente uma regra de correlação ou fator de correlação descreve respetivamente a correlação de dois aerogeradores.
6. 6. Método para deteção de perda de energia, que devido à paragem ou estrangulamento de um primeiro aerogerador não pode ser convertida por este primeiro aerogerador em energia elétrica, compreendendo os passos: - Deteção da potência atual de pelo menos um aerogerador de referência em modo estrangulado ou não, - Cálculo da potência esperada do primeiro aerogerador a partir da potência de pelo menos um aerogerador de referência e de uma regra de correlação registada previamente, em especial de um fator de correlação registado previamente, que indica para este ponto de funcionamento uma correlação entre a potência do respetivo aerogerador de referência e uma potência esperada do primeiro aerogerador, e Cálculo da energia perdida a partir do cálculo da potência esperada e de um período de tempo associado, é aplicada a regra de correlação previamente registada ou o fator de correlação previamente registado a partir de uma base de dados elaborada previamente e a base de dados foi elaborada por um método, que compreende os passos: deteção simultânea da potência instantânea do primeiro aerogerador e de, pelo menos, um aerogerador de referência em modo de funcionamento estrangulado ou não, determinação de uma regra de correlação respetiva, em especial de um fator de correlação, que descreve uma relação entre a potência do primeiro aerogerador e a potência de pelo menos um aerogerador de referência, e armazenamento da, pelo menos uma, regra de correlação ou fator de correlação em função de, pelo menos, uma condição-limite.
7. 7. Método para deteção de perda de energia de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por um ou o fator de correlação ser selecionado a partir de vários fatores de correlação armazenados, em função - da direção atual do vento, - da velocidade atual do vento, - da potência atual do aerogerador de referência, - da temperatura exterior atual e/ou - da densidade atual da massa do ar.
8. 8. Método para deteção de perda de energia de acordo com uma das reivindicações 6 ou 7, caracterizado por o aerogerador de referência, que é pelo menos um, ser selecionado em função da velocidade do vento que realmente predomina e/ou por vários aerogeradores serem selecionados e usados como aerogeradores de referência, para se calcular respetivamente uma potência esperada, para que sejam calculadas as várias potências esperadas, e uma potência média esperada seja calculada a partir das várias potências esperadas que foram calculadas, em especial através do calcula da média ou através do método dos mínimos quadrados.
9. 9. Método para deteção de perda de energia de acordo com uma das reivindicações 6 a 8, caracterizado por a direção atual do vento e/ou a velocidade atual do vento ser detetada no aerogerador de referência, no primeiro aerogerador e/ou num outro ponto de medição, em especial num mastro de medição.
10. 10. Método para deteção de perda de energia de acordo com uma das reivindicações 6 a 9, caracterizado por, pelo menos, um ou o, pelo menos um, fator de correlação ser usado a partir de uma base de dados elaborada de acordo com as reivindicações 1 a 5.
11. 11. Aerogerador para converter a energia cinética do vento em energia elétrica, compreendendo um sistema de controlo, que está preparado para executar um método de acordo com uma das reivindicações anteriores.
12. 12. Parque eólico, compreendendo vários aerogeradores, e um sistema de controlo, que está preparado para executar um método de acordo com uma das reivindicações 1 a 10 para um aerogerador funcionando como primeiro aerogerador e tendo em consideração, pelo menos, um outro aerogerador do parque eólico funcionando como aerogerador de referência.
13. 13. Parque eólico de acordo com a reivindicação 12, compreendendo um mastro de medição para deteção das condições ambientais, em especial para detetar uma velocidade do vento predominante no parque eólico.
14. 14. Parque eólico de acordo com a reivindicação 12 ou 13, caracterizado por o sistema de controlo estar previsto num dos aerogeradores e/ou num ou no mastro de medição e/ou por o sistema de controlo estar preparado para calcular facultativamente a energia perdida respetiva para cada aerogerador do parque eólico funcionando como primeiro aerogerador. Lisboa, 11 de janeiro de 2017