Способ определения теряемой энергии
Изобретение относится к способу создания базы данных, которая содержит несколько закономерностей корреляции, в частности коэффициентов корреляции, для определения теряемой энергии, которая во время останова/простоя или дросселирования первой ветроэнергетической установки не может быть преобразована в электрическую энергию, из потребленной мощности по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки, эксплуатируемой с дросселированием или без дросселирования, содержащему этапы одновременного определения мгновенной мощности первой ветроэнергетической установки и, по меньшей мере, одной опорной ветроэнергетической установки в режиме эксплуатации с дросселированием или без дросселирования; определения соответственно одной закономерности корреляции, в частности коэффициента корреляции, описывающего взаимосвязь между мощностью первой ветроэнергетической установки и мощностью опорной ветроэнергетической установки; и сохранения по меньшей мере одной закономерности корреляции или коэффициента корреляции в зависимости от по меньшей мере одного краевого условия. 5 н. и 10 з. п. ф-лы, 3 ил.
Настоящее изобретение относится к способу определения теряемой энергии, которую ветроэнергетическая установка во время останова или дросселирования не может генерировать из ветра, и которую, однако, она смогла бы генерировать, если бы не находилась в состоянии останова или дросселирования. Кроме того, изобретение относится к получению данных, которые могут быть использованы для определения упомянутой теряемой энергии. Кроме того, настоящее изобретение относится к ветроэнергетической установке, в которой такая теряемая энергия может быть определена. Настоящее изобретение также относится к парку ветроэнергетических установок, в котором может быть определена теряемая энергия по меньшей мере одной ветроэнергетической установки.
Ветроэнергетические установки общеизвестны. Они включают в себя, например, башню с расположенной на ней гондолой, которая содержит ротор, имеющий лопасти ротора, расположенные на ступице или соответственно на поворотном устройстве, как показано в качестве примера на фиг. 1. Ротор, который в основном состоит из лопастей ротора и поворотного устройства, вращается за счет преобладающего ветра, тем самым приводя в действие генератор, который преобразует эту энергию движения в электрическую энергию или, относительно мгновенного значения, в электрическую мощность. Эта электрическая мощность или электрическая энергия обычно запитывается в электрическую сеть энергоснабжения и соответственно предоставляется потребителям. Часто несколько таких или других ветроэнергетических установок размещаются рядом друг с другом и могут, таким образом, образовывать парк ветроэнергетических установок. Ветроэнергетические установки могут быть размещены, например, на расстоянии в несколько сотен метров друг от друга. При этом парк ветроэнергетических установок характеризуется, как правило, но не обязательно, общей точкой подачи энергии. Тем самым можно всю соответственно выработанную мощность парка ветроэнергетических установок, то есть сумму мощностей всех ветроэнергетических установок парка ветроэнергетических установок, запитывать в электрическую сеть централизованно в одном месте, а именно в точке подачи энергии.
Иногда ветроэнергетическая установка может останавливается или дросселироваться, хотя ветровые условия допускают эксплуатацию ветроэнергетической установки, в частности, режим эксплуатации без дросселирования ветроэнергетической установки. Такая остановка ветроэнергетической установки может быть необходима, например, в случае неисправности или технического обслуживания. Возможна ситуация, когда для управления сетью энергоснабжения оператор сети, который эксплуатирует сеть энергоснабжения, предписывает ветроэнергетической установке в течение определенного периода запитывать дросселированную мощность или вообще не запитывать никакой мощности. Дросселированный режим эксплуатации используется, например, в целях защиты окружающей среды от вредного воздействия, в частности для ограничения воздействия уровня шума за счет режима эксплуатации с пониженным шумом, или для предотвращения или снижения теневых участков. Другими возможными примерами сокращенного режима эксплуатации являются заданные установки оператора сети, обледенение или сокращенный режим эксплуатации или отключение при осмотре установки. В принципе сокращенный режим эксплуатации или соответственно отключения являются релевантными в отношении безопасности, например, при угрозе ледяного дождя и/или по причинам защиты окружающей среды от вредного воздействия, как например, для снижения уровня шума, и/или по внутренним техническим причинам, таким например, как при превышении температуры и/или по внешним техническим причинам, таким например, как в случае перенапряжения в подключенной сети энергоснабжения, или если, например, снижаются аэродинамические характеристики вследствие обледенения.
В частности, остановка ветроэнергетической установки регулярным образом нежелательна для оператора ветроэнергетической установки, потому что это связано для него с возмещением убытков из-за недопоставки электрической энергии в сеть энергоснабжения. В зависимости от причины отключения или сокращенного режима эксплуатации, по отношению к третьей стороне, например оператору сети, могут гут поступать претензии на возмещение убытков за теряемую потерянную энергию. Поэтому важно определять эту теряемую энергию, которая в принципе представляет собой фиктивное значение. При этом желательно, чтобы это количество энергии определялось как можно более точно, так как в противном случае результирующее возмещение убытков не может быть определено точно, и оператор ветроэнергетической установки либо терпит убытки либо извлекает выгоду.
Определение такой теряемой энергии также обозначается как основанный на производстве (коэффициент использования или энергетический коэффициент использования, которая обычно указывается в процентном значении по отношению к энергии, которая могла бы генерироваться без сбоев. Этот термин используется в отличие от понятия основанного на времени коэффициента использования, который указывает только временной интервал - например, в процентах относительно целого года - в течение которого ветроэнергетическая установка останавливалась и тем самым не эксплуатировалась.
В основу определения основанного на производстве коэффициента использования или вычисления теряемой энергии может, например, быть положена эксплуатационная характеристика соответствующей ветроэнергетической установки. Эксплуатационная характеристика указывает выработанную мощность в зависимости от скорости ветра. Если ветроэнергетическая установка останавливается или дросселируется, то на основе преобладающей и известной за счет измерения скорости ветра из этой характеристики мощности можно рассчитать соответствующую мощность, которую ветроэнергетическая установка может отдавать согласно этой характеристике мощности. Проблема в данном случае, в частности, состоит в том, что надежное и точное определение преобладающей скорости ветра является затруднительным. Хотя ветроэнергетические установки обычно имеют прибор для измерения ветра, например анемометр, но фактически такой прибор на регулярной основе не применяется или применяется только очень ограниченно для управления ветроэнергетической установкой. Рабочая точка ветроэнергетической установки, например, регулярно корректируется в зависимости от числа оборотов ротора или ускорения ротора, если ветроэнергетическая установка спроектирована по принципу переменного числа оборотов или является ветроэнергетической установкой с переменным числом оборотов. Другими словами, ветроэнергетическая установка или ее ротор является единственным надежным датчиком измерения скорости и направления ветра, который, однако, в состоянии останова не может давать информацию о скорости ветра.
Для измерения скорости ветра можно было бы применять измерительную мачту, чтобы использовать измеренную тем самым скорость ветра и по упомянутой характеристике мощности определять мощность, которая могла бы быть выработана в соответствии с этой характеристикой. Однако и в данном случае имеют место погрешности в точности измерительной мачты. Кроме того, измерительная мачта устанавливается на расстоянии от соответствующей ветроэнергетической установки, и из-за этого возникают искажения между скоростью ветра у измерительной мачты и таковой у соответствующей ветроэнергетической установки. Кроме того, скорость ветра, хотя только она учитывается в упомянутой характеристике мощности, не может в достаточной степени характеризовать ветер. Так, ветер может, например, для одного расчетного среднего значения, в зависимости от того, является ли он очень равномерным или очень порывистым, привести к различным воздействиям на ветроэнергетической установке и соответственно к различному генерированию мощности.
Также уже было предложено соотносить измерительную мачту или так называемую метеорологическую мачту с одной или более метеорологическими станциями, чтобы таким образом улучшить информационные данные о преобладающих погодных условиях, в частности преобладающем ветре. В частности, измерения метеорологической мачты за счет этого становятся менее восприимчивыми к локальным колебаниям ветра.
Таким образом, в основе изобретения лежит задача преодолеть или снизить по меньшей мере одну из указанных выше проблем, в частности предложить решение, которое обеспечивает более точное определение теряемой энергии или соответственно основанного на производстве коэффициента использования. По меньшей мере, должно быть предложено альтернативное решение.
В соответствии с изобретением предлагается, таким образом, способ по п. 1 и по п. 6 формулы изобретения.
В соответствии с этим предлагается способ создания базы данных. Эта база данных содержит множество, в частности большое количество коэффициентов корреляции, которые используются для определения теряемой энергии. При этом теряемая энергии, в частности, определяется так, как заявлено в пункте 6 формулы изобретения. Соответственно, рассматривается случай, в котором первая ветроэнергетическая установка находится в состоянии останова или эксплуатируется с дросселированием.
Чтобы упростить объяснение, сначала будем рассмотрим ветроэнергетическую установку, которая находится в состоянии останова. В этом случае определяется текущая мощность по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки, которая работает в режиме эксплуатации без дросселирования. В принципе можно также рассматривать опорную ветроэнергетическую установку, работающую в режиме эксплуатации с дросселированием. Для лучшего объяснения, однако, первоначально рассмотрим недросселированную ветроэнергетической установки. Эта недросселированная ветроэнергетическая установка отдает мощность, которая может быть измерена или ее значение может содержаться с возможностью его вызова в имеющемся средстве управления этой ветроэнергетической установки. Из этой известной мощности посредством предварительно полученной корреляции, в частности, предварительно полученного коэффициента корреляции вычисляется ожидаемая мощность первой находящейся в настоящий момент в состоянии останова ветроэнергетической установки. Если, например, опорная ветроэнергетическая установка работает в режиме эксплуатации без дросселирования и при этом отдает мощность 1 МВт, и коэффициент корреляции составляет, например, 1,2, то ожидаемую мощность первой находящейся в настоящий момент в состоянии останова ветроэнергетической установки 1 можно было бы количественно оценить как 1,2 МВт. Под текущими значениями, например, мощностей или условий окружающей среды, например направления ветра, в принципе следует понимать мгновенны значения или значения преобладающих в настоящий момент условий.
Этот коэффициент корреляции получают для определенных рабочих точек, и таким образом используется не только один коэффициент корреляции между этой одной опорной ветроэнергетической установкой и первой ветроэнергетической установкой, а множество, в частности, большое количество коэффициентов корреляции. В принципе, корреляция между мощностью опорной ветроэнергетической установки и мощностью первой ветроэнергетической установки может быть описана иначе, чем через коэффициент, например, через функцию первого или более высокого порядка. Однако использование коэффициентов обеспечивает относительно простое решение. Точность вычисления ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки из соответственно текущей мощности опорной ветроэнергетической установки обеспечивается посредством определения и применения соответственно множества коэффициентов, которые используются для соответствующего количества ситуаций и соответственно получены заранее.
Таким образом, изобретение относится как к определению теряемой энергии, так и к определению требуемых для этого коэффициентов корреляции и, тем самым, к созданию соответствующей базы данных.
Предпочтительным образом, эти корреляции, которые также могут называться корреляционными закономерностями, в частности коэффициенты корреляции, определяются в зависимости от краевых условий и соответственно сохраняются. При этом могут быть получены корреляции между первой ветроэнергетической установкой и другой опорной ветроэнергетической установкой или другими опорными ветроэнергетическими установками.
Согласно одному варианту осуществления, получают абсолютные значения мощности соответствующих рабочих точек, в частности, в зависимости от скорости ветра или направления ветра. Получение осуществляется предпочтительным образом для каждой ветроэнергетической установки, но также может альтернативно или дополнительно получать как значение для всего. Предпочтительно, эти значения вместе с коэффициентами корреляции для каждой ветроэнергетической установки получают и сохраняют в базе данных. Эти абсолютные значения используются тогда, когда рациональным образом недоступна опорная ветроэнергетическая установка, в частности когда все ветроэнергетические установки эксплуатируются в режиме эксплуатации с дросселированием или остановлены. Например, это может быть в случае уменьшения выходной мощности всего парка ветроэнергетических установок в соответствии с заданной установкой оператора сети. В таком или аналогичном случае, для каждой ветроэнергетической установки парка ветроэнергетических установок, ожидаемая мощность считывается из базы данных в зависимости от скорости и направления ветра. Исходя из этого, может быть вычислена ожидаемая энергия соответствующей ветроэнергетической установки, а также парка ветроэнергетических установок в целом.
Посредством конкретного измерения и сохранения фактических значений мощности в зависимости от направления ветра и скорости ветра, создается очень точная и хорошо воспроизводимая основа для определения ожидаемой мощности. Предотвращается создание и использование сложных моделей. Для определения ожидаемой мощности парка ветроэнергетических установок, например, ожидаемые отдельные мощности ветроэнергетических установок суммируются или, например, сохраненная ожидаемая общая мощность парка ветроэнергетических установок считывается из базы данных. Сила ветра и направление ветра регистрируются, например, в центральном пункте парка ветроэнергетических установок, в частности на измерительной мачте. В остальном все аспекты, пояснения и варианты осуществления, которые упоминаются в связи с коэффициентами корреляции, также относятся, по смыслу, к хранению и использованию абсолютных значений мощности, где это применимо.
Предпочтительным образом, получают корреляции между всеми ветроэнергетическими установками парка ветроэнергетических установок. При сохранении в случае использования нескольких опорных ветроэнергетических установок, вместе с соответствующими корреляциями сохраняют соответствующие опорные ветроэнергетические установки. Несколько опорных ветроэнергетических установок могут, например, применяться для того, чтобы, в зависимости от дополнительных краевых условий, выбирать по меньшей мере одну особенно хорошо подходящую опорную ветроэнергетическую установку, и/или могут использоваться несколько опорных ветроэнергетических установок, чтобы с избыточностью определять ожидаемую мощность, чтобы тем самым выполнять сравнение для минимизации ошибки. Также несколько опорных ветроэнергетических установок могут применяться для того, чтобы и в этом случае иметь возможность определять ожидаемую мощность первой ветроэнергетической установки, если, в силу непредвиденных обстоятельств, произошел отказ опорной ветроэнергетической установки.
Предпочтительно, выбор опорной ветроэнергетической установки осуществляется в зависимости от краевых условий, таких как, например, направление ветра. Так, при известных условиях, в зависимости от направления ветра, опорная ветроэнергетическая установка может быть более или менее репрезентативной для режима работы первой ветроэнергетической установки, а именно, исследуемой ветроэнергетической установки. Например, если имеется помеха между первой ветроэнергетической установкой и выбранной опорной ветроэнергетической установкой, то это может привести к по меньшей мере частичной несогласованности в режиме работы обеих ветроэнергетических установок, если ветер дует от опорной ветроэнергетической установки к первой ветроэнергетической установке или наоборот. Но если ветер дует так, что с точки зрения направления ветра обе ветроэнергетические установки стоят рядом друг с другом, то влияние таких помех является незначительным.
При этом опорная ветроэнергетическая установка - что понятно специалисту - представляет собой опорную ветроэнергетическую установку, возведенную вблизи первой ветроэнергетической установки. При этом такая близость может соответствовать расстоянию в несколько сотен метров или даже от одного до нескольких километров, если режим работы опорной ветроэнергетической установки все еще позволяет достичь достаточной взаимосвязи в ее поведении по отношению к первой ветроэнергетической установке. Это может зависеть от конкретных обстоятельств, таких как рельеф. Чем более ровной является местность и чем меньше препятствий имеет местность, тем с большей вероятностью можно ожидать, что также опорная ветроэнергетическая установка, установленная на большем расстоянии, все еще обеспечит достаточную взаимосвязь по отношению к первой ветроэнергетической установке.
Предпочтительно, текущая мощность опорной ветроэнергетической установки, текущее направление ветра и/или текущая скорость ветра образуют соответствующее краевое условие, в зависимости от которого получают и сохраняют корреляцию. Далее способ поясняется учетом коэффициентов корреляции. Эти объяснения, в принципе, могут относится также и к другим корреляциям. Предпочтительно, текущее направление ветра и текущая скорость ветра, соответственно, образуют краевое условие. Таким образом, коэффициент корреляции между первой ветроэнергетической установкой и соответствующей опорной ветроэнергетической установкой получают как в зависимости от направления ветра, так и в зависимости от скорости ветра. Так, например, коэффициент корреляции 1,2 может иметь место при скорости ветра 7 м/с и направлении ветра с севера, в то время как при той же скорости ветра и направлении ветра с юга определяется, например, коэффициент корреляции 1,4. Если скорость ветра - согласно другому примеру - при том же направлении ветра составляет 6 м/с, то коэффициент корреляции может составлять, например, 1. Все эти значения получают и сохраняют в базе данных. В примере, учитывающем направление ветра и скорость ветра, соответственно, в качестве краевого условия, образуется двумерное поле базы данных для каждой ветроэнергетической установки. Если эти значения получают для нескольких опорных ветроэнергетических установок, образуется, образно говоря, трехмерное поле данных с идентификацией опорной ветроэнергетической установки в качестве другой переменной величины. Тип хранения или структура базы данных может быть выполнена таким образом, что для всех ветроэнергетических установок парка ветроэнергетических установок получают коэффициенты корреляции и сохраняют в матрице, и для каждого значения краевого условия получают такую матрицу.
Альтернативно или дополнительно, текущая мощность ветроэнергетической установки используется в качестве краевого условия. Эта мощность может использоваться, например, вместо скорости ветра. И поэтому первоначально в качестве краевого условия может быть определено преобладающее направление ветра, например, ветра с севера, и в качестве преобладающей мощности, например, 1 МВт. Затем определяется взаимосвязь между мощностью первой ветроэнергетической турбины и опорной ветроэнергетической установки и для этих краевых условий, а именно, ветра с севера и генерируемой мощности 1 МВт, сохраняется в базе данных для этой первой опорной ветроэнергетической установки. Если первая ветроэнергетическая установка останавливается, например, для технического обслуживания, то может быть определена ее ожидаемая мощность. Для этого, коэффициент корреляции для краевых условий, то есть, например, коэффициент корреляции для северного ветра при скорости ветра 7 м/с считывается из базы данных, или, наоборот, если база данных или запись в базе данных создана соответствующим образом, то коэффициент корреляции для краевого условия - северного ветра и выработанной мощности 1 МВт - считывается из базы данных. Этот коэффициент корреляции затем умножается в обоих описанных случаях на выработанную мощность опорной ветроэнергетической установки, для определения ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки.
Во второй упомянутой альтернативе текущая выработанная мощность опорной ветроэнергетической установки, таким образом, имеет двойную функцию. Сначала она используется для считывания соотнесенного коэффициента корреляции из базы данных, а затем она используется для расчета с помощью считанного коэффициента корреляции ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки.
Предпочтительно, текущая мощность опорной ветроэнергетической установки, если она применяется соответственно в качестве краевого условия, текущее направление ветра и/или текущая скорость ветра делятся на дискретные области. Это позволяет ограничить размер базы данных. Если, например, мощность опорной ветроэнергетической установки разделить с шагом 1% относительно ее номинальной мощности, то для ветроэнергетической установки с номинальной мощностью 2 МВт получиться разделение на диапазоны или соответственно шаги в 20 кВт. Но это касается только мощности, если она используется в качестве краевого условия, то есть, если она используется для сохранения коэффициента корреляции в базе данных или соответственно для считывания из базы данных. Но для конкретного вычисления ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки коэффициент корреляции умножается на фактическую, а не разделенную на отдельные диапазоны мощность. Конечно, также могло бы выполняться умножение на мощность, которая разделена на дискретные диапазоны, в частности в том случае, когда дискретные диапазоны имеют порядок величины, соответствующий точности измерения мощности.
Скорость ветра можно разделить, например, на шаги или соответственно диапазоны в 0,1 м/с, и направление ветра можно, например, разделить на сектора в 30°.
Если, например, для опорной ветроэнергетической установки с пусковой скоростью ветра или так называемой «начальной рабочей скоростью ветра» 5 м/с и номинальной скоростью ветра 25 м/с, предпринимается дискретизация скорости ветра на 30°-ые сектора и дискретизация скорости ветра с шагом 0,1 м/с, то получается поле данных из 360° 30°=12 секторов скорости ветра, умноженных на (20 м/с)/(0,1 м/с)=200 шагов скорости ветра, и, таким образом, поле данных с 2400 полями, то есть 2400 коэффициентов корреляции для этой примерной опорной ветроэнергетической установки.
Предпочтительно, коэффициенты корреляции получают и сохраняют в регулярном режиме эксплуатации, чтобы заполнить базу данных последовательными коэффициентами корреляции. Опционально и/или в зависимости от потребности, коэффициенты корреляции, которые еще не могли быть определены путем измерений, рассчитываются из существующих коэффициентов корреляции, в частности, интерполируются или экстраполируются. Даже при использовании другой закономерности корреляции в качестве коэффициента корреляции, например, корреляционной функции первого порядка может осуществляться интерполяция или экстраполяция, например, путем интерполяции или соответственно экстраполяции коэффициентов такой корреляционной функции. Поэтому предлагается, что первая ветроэнергетическая установка и по меньшей мере одна опорная ветроэнергетическая установка эксплуатируются независимо от необходимости определения коэффициентов корреляции. При этом неизбежно устанавливаются - если установки вообще эксплуатируются - определенная рабочая точка и, тем самым, соответствующие краевые условия, такие как направление ветра и скорость ветра. Для этого коэффициент корреляции получают и сохраняют с учетом преобладающих краевых условий в базе данных. Предпочтительно, это делается для всех ветроэнергетических установок парка ветроэнергетических установок по отношению друг к другу. Если изменяется рабочая точка и, следовательно, краевое условие, то коэффициент корреляции вычисляется и сохраняется при новых краевых условиях и, таким образом, по другому адресу в базе данных.
За счет этого база данных включает в себя только коэффициенты корреляции для краевых условий, при которых ветроэнергетическая установка уже эксплуатировалась. Если теперь первая ветроэнергетическая установка останавливается и устанавливается рабочая точка для опорной ветроэнергетической установки, для которой до сих пор коэффициент корреляции не был получен, то коэффициент корреляции может быть рассчитан из соседних, уже сохраненных коэффициентов корреляции, то есть коэффициентов корреляции, которые уже были получены в аналогичных условиях. Например, коэффициент корреляции для направления ветра сектора от 0 до 30° и скорости ветра 10 м/с может быть интерполирован из двух коэффициентов корреляции, один из которых был получен для сектора направления ветра от 330 до 360° при скорости ветра 9,9 м/с, а другой был получен для сектора направления ветра от 30 до 60° при скорости ветра 10,1 м/с. Это всего лишь простой пример расчета посредством интерполяции. Также могут использоваться несколько коэффициентов корреляции для вычисления или оценки отсутствующего коэффициента корреляции.
Если получено еще не много коэффициентов корреляции, потому что, например, ветроэнергетическая установка еще не долго находится в эксплуатации, в частности в первый год эксплуатации парка ветроэнергетических установок, то расчет теряемой энергии может осуществляться задним числом за прошедший временной интервал, например, за прошлый год. С этой целью данные генерируемой мощности опорных установок сохраняются. В конце соответствующего временного интервала можно тогда рассчитать теряемую энергию из сохраненных данных мощности и промежуточно определенных до этого момента времени коэффициентов корреляции. Это имеет то преимущество, что к тому моменту может быть сохранено больше коэффициентов корреляции, и, следовательно, потребуется меньше интерполяций или экстраполяций, или они могут быть полностью опущены.
В качестве дополнительных краевых условий могут быть получены, например, условия окружающей среды, такие как температура, давление воздуха, влажность и плотность воздуха. Эти указанные для примера краевые условия, которые частично физически взаимосвязаны, могут влиять на работу ветроэнергетической установки и соответственно отражаются в соответствующем коэффициенте корреляции. Учет нескольких краевых условий может привести к многомерной базе данных для коэффициентов корреляции.
В общем случае предлагаемый способ для определения теряемой энергии допускает вариации краевых условий и, в частности, допускает неточности измерений, например, скорости ветра. Предлагаемый способ имеет по меньшей мере двухэтапную концепцию.
На первом этапе коэффициент корреляции выбирается в зависимости от краевых условий. Путем учета краевых условий этот коэффициент корреляции воссоздает довольно точную и, в частности, надежную корреляцию.
На втором этапе соответствующий коэффициент корреляции умножается на мощность опорной ветроэнергетической установки. За счет этого могут учитываться факторы влияния, такие как плотность воздуха, не требуя их записи. Если, например, плотность воздуха не учитывается как краевое условие для выбора коэффициента корреляции, она, однако, входит косвенным образом без явного измерения, в мощность опорной ветроэнергетической установки. При плотности воздуха получается, таким образом, соответственно высокая мощность опорной ветроэнергетической установки, поскольку воздух при высокой плотности содержит больше кинетической энергии. Путем умножения на независимый от плотности воздуха коэффициент корреляции получается, таким образом, при более высокой мощности опорной ветроэнергетической установки, также более высокая вычисленная ожидаемая мощность первой ветроэнергетической установки. При определении ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки посредством измерения скорости ветра и характеристики мощности первой ветроэнергетической установки в этом примере плотность воздуха оставалась бы не учтенной. Соответственно была бы получена ошибочно вычисленная ожидаемая мощность первой ветроэнергетической установки.
Способ также допускает, например, неточное измерение скорости ветра. Это важно уже потому, что как раз скорость ветра трудно измерить, и она подвергается большим ошибкам. В предлагаемом способе, однако, скорость ветра учитывается только в определение коэффициента корреляции, если она вообще учитывается. Если измеренная скорость ветра, например, примерно на 10% выше фактической скорости ветра, то это, с одной стороны, учитывается при определении и соответствующем сохранении соответствующего коэффициента корреляции, а с другой стороны, оно отражается при считывании коэффициента корреляции, если считывание осуществляется в зависимости от скорости ветра. Эта приведенная для примера систематическая ошибка тем самым вновь исключается. Другими словами, скорость ветра служит при этом только для приблизительного распознавания основополагающей рабочей точки. То, насколько абсолютное значение скорости ветра является ошибочным, не отражается, пока оно не было вновь воспроизведено.
Если во время измерения скорости ветра возникает случайная ошибка, чего обычно не ожидается в большом объеме, это в лучшем случае может привести к считыванию ложного коэффициента корреляции. В общем случае при этом можно было бы считывать по меньшей мере один коэффициент корреляции аналогичной скорости ветра, который мог бы варьироваться в меньшей степени, чем сама скорость ветра. Также в этом случае способ оказывается, таким образом, отказоустойчивым.
Способ, описанный выше для случая бездействия первой ветроэнергетической установки, в основном применим также для случая дросселирования первой ветроэнергетической установки. Если, например, для снижения уровня шума, первая ветроэнергетическая установка дросселируется, тогда как опорная ветроэнергетическая установка не дросселируется, так как она, например, сконструирована меньшей по размеру, и в принципе генерирующей меньше шума, или находится на большем расстоянии от населенного пункта, чем первая ветроэнергетическая установка, то ожидаемая мощность первой ветроэнергетической установки может определяться вышеописанным способом в режиме эксплуатации без дросселирования. Теряемая энергия получается из разности мощности в режиме эксплуатации с дросселированием и вычисленной ожидаемой мощности в режиме эксплуатации без дросселирования. Ради полноты описания, следует отметить, что для специалиста понятно, что теряемая энергия получается из теряемой мощности, интегрированной за соответствующий временной интервал. В простейшем или упрощенном случае это означает умножение теряемой мощности на соответствующий период времени.
Предпочтительным образом предлагается, что для определения ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки применяется несколько опорных ветроэнергетических установок. При определении коэффициентов корреляции или других корреляций можно действовать так, как описано, для каждой отдельной опорной ветроэнергетической установки, так что получается блок данных для каждой опорной ветроэнергетической установки. Также могут быть получены корреляции между всеми рассматриваемыми ветроэнергетическими установками и соответственно описываться в виде матрицы. Если затем во время останова первой ветроэнергетической установки вычисляется ее ожидаемая мощность, то это может осуществляться с помощью каждой опорной ветроэнергетической установки тем, что соответствующий коэффициент корреляции для этой опорной ветроэнергетической установки считывается и умножается на ее текущую мощность для вычисления ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки. В идеальном случае при этом получается из каждой опорной ветроэнергетической установки одинаковая ожидаемая мощность первой ветроэнергетической установки. Если этот идеальный результат достигается, то это подтверждает качество вычисления ожидаемой мощности. Но если возникают расхождения, то могут применяться многократно и тем самым избыточно определенные ожидаемые мощности, чтобы тем самым вычислить единственную ожидаемую мощность. Например, может формироваться простое среднее значение, получаемое суммированием всех определенных мощностей и делением на количество. При необходимости, однако, одна опорная ветроэнергетическая установка может классифицироваться как более релевантная, и определенное посредством нее значение может за счет задания весовых коэффициентов учитываться в большей степени. Другая возможность состоит в использовании метода наименьших квадратов. Таким образом, определяется общее ожидаемое значение мощности, для которого квадраты любого отклонения от отдельно определенных ожидаемых мощностей в сумме дадут наименьшее значение.
Предпочтительно, текущее направление ветра и/или текущая скорость ветра определяется в опорной ветроэнергетической установки, в первой ветроэнергетической установке и/или в другой точке измерения, в частности, измерительной мачте. Если первая ветроэнергетическая установка находится в состоянии останова, часть измерительных средств, например, для выполнения оценки анемометром гондолы, может все же продолжать работать и, таким образом, в любом случае определять приблизительную скорость ветра первой ветроэнергетической установки и использовать в дальнейшем способе. Однако может быть предпочтительным использовать скорость ветра опорной ветроэнергетической установки, так как тем самым можно ожидать высокую корреляцию относительно мощности этой опорной ветроэнергетической установки. При этом, при определении коэффициентов корреляции и считывании их, по возможности следовало бы выполнять измерение на соответственно том же месте. Применение измерительной мачты может быть предпочтительным, потому что в данном случае зачастую возможно лучшее измерение скорости ветра. В частности, при измерении скорости ветра на ветровой мачте не создаются помехи кратковременными затенениями лопастями ротора, как это регулярно имеет место в случае применения анемометра гондолы работающей ветроэнергетической установки. Кроме того, измерительная мачта может представлять собой нейтральную точку для измерения, когда несколько ветроэнергетических установок применяются в качестве опорных ветроэнергетических установок. Предпочтительным может быть использование измерительной мачты, которая расположена в парке ветроэнергетических установок и предоставляет репрезентативный измеренный показатель для всего парке ветроэнергетических установок. Применение значений расположенной вблизи метеорологической станции, будь то непосредственные значения или значения, предусмотренные для компенсации скорости ветра, измеренной с помощью измерительной мачты или ветроэнергетической установки, может быть предпочтительным и улучшать качество результатов измерений.
В соответствии с изобретением ветроэнергетическая установка выполнена с возможностью осуществления описанного способа определения закона корреляции, в частности коэффициентов корреляции и/или способа определения теряемой энергии.
В соответствии с изобретением также предлагается парк ветроэнергетических установок, выполненный с возможностью осуществления по меньшей мере одного из описанных способов. В таком парке ветроэнергетических установок, но не только в таком, может быть обеспечен обмен данными между ветроэнергетическими установками, например, посредством SCADA. Такая система обмена данными также может быть использована для обмена данными, необходимыми для описанных способов.
Таким образом, предлагается решение, а именно, соответствующий способ, а также ветроэнергетическая установка или соответственно парк ветроэнергетических установок, с помощью которых может быть рассчитана теряемая энергии. Для этого вычисляется мощность находящейся в состоянии останова или эксплуатируемой с дросселированием ветроэнергетической установки, и затем на основе соответствующего времени может определяться теряемая энергия, то есть энергия, которая согласно расчету могла бы быть произведена, поставлена и соответствующим образом оплачена. При этом речь идет в основном о том, чтобы фиктивную мощность или фиктивную энергию, которая должна быть соответственно точно определена, как в интересах того, кто ожидает компенсации, так и того, кто должен выполнить такую компенсацию, учитывать как можно более справедливо.
Тем самым может быть вычислен основанный на производстве коэффициент использования ветроэнергетической установки. Такой основанный на производстве коэффициента использования PBA (от англ. “production base availability”) часто описывается как частное от деления измеренной выработанной энергии МЕР (“measured energy production”) на ожидаемую выработанную энергию (“expected energy production”), причем за основу берется временной период, составляющий год или месяц. Для основанного на производстве коэффициент использования PBA расчет может выполняться по следующей формуле:
PBA=MEP/EEP
РВА может определяться по-разному, и, соответственно, могут быть использованы другие формулы. Также параметры приведенной выше формулы могут определяться по-разному. Ниже поясняется один из вариантов определения параметров указанной выше формулы.
Фактически выработанная за год энергия (МЕР) может быть получена в течение года соответствующим блоком измерений, таким как счетчик тока или счетчик энергии. Такое измерение производимой энергии обычно осуществляется в ветроэнергетической установке, и к этим данным возможен доступ.
Ожидаемое производство энергии, то есть ожидаемое преобразование энергии ветра в электрическую энергию (ЕЕР), представляет собой сумму фактически произведенной энергии (МЕР) и теряемой энергии, вычисление или определение которой выполняется согласно изобретению, в частности улучшается. Согласно изобретению, предложен способ, при котором коррелируются выходы мощности между ветроэнергетическими установками, в частности, парка ветроэнергетических установок. Предпочтительным вариантом является создание матрицы, которая содержит соответственно коэффициент корреляции между каждой рассматриваемой для этой цели ветроэнергетической установкой, то есть, в частности, между каждой ветроэнергетической установкой парка ветроэнергетических установок. Такая матрица показана далее в качестве примера для ветроэнергетических установок, которые обозначаются в этой матрице как WEC1, WEC2, WEC3, WEC4 и до WECn. Приведенные значения являются только примерными значениями.
| Таблица 1 | ||||||
| Корреляция производства |
WEC1 | WEC2 | WEC3 | WEC4 | … | WECn |
| Абсолютная | 1,2MW | 1,3MW | 1,4MW | 1MW | … | 0,9MW |
| WEC1 | 1 | - | - | - | - | |
| WEC2 | 1,15 | 1 | - | - | - | |
| WEC3 | 0,84 | 1,24 | 1 | - | - | |
| WEC4 | 0,98 | 0,78 | 1,01 | 1 | - | |
| … | … | … | … | 1 | - | |
| 1,02 | 1,02 | 1,06 | 1,08 | 0,98 | … | 1 |
Эта матрица может рассматриваться как опорная корреляция производства парка ветроэнергетических установок. Эта матрица содержит, например, коэффициенты для скорости ветра 8 м/с и направления ветра 30°, что может обозначать диапазон 0-30°. Кроме того, включены абсолютные значения, которые могут быть использованы, при необходимости, если и другие опорные установки остановлены или работают в режиме эксплуатации с дросселированием.
Если ветроэнергетическая установка остановлена или эксплуатируется в режиме с дросселированием, ее ожидаемая мощность и, следовательно, ожидаемая вырабатываемая энергия может вычисляться из по меньшей мере одной фактической мощности или фактической энергии одной из других ветроэнергетических установок с использованием коэффициента корреляции.
В конце согласованного периода, например, ежегодно или ежемесячно, может, таким образом, вычисляться основанный на производстве коэффициент использования (PBA). Предпочтительно использовать в качестве опорных данных только такие данные, которые получают в режиме эксплуатации без дросселирования. Чем дольше парк ветроэнергетических установок эксплуатировался без дросселирования - в данном случае в промежутках могут лежать периоды, в которых это не имело места - тем полнее и, возможно, лучше может быть база данных.
Таблица, показанная выше, также может быть получена для различных направлений ветра и различных скоростей ветра или также других краевых условий, так что для парка ветроэнергетических установок или другого комплекса ветроэнергетических установок имеется много таких таблиц, или они совместно образуют базу данных.
Далее изобретение поясняется на основе примерных вариантов выполнения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:
фиг. 1 - известная ветроэнергетическая установка.
фиг. 2 - блок-схема для определения коэффициентов корреляции.
фиг. 3 - блок-схема для определения теряемой энергии.
Согласно фиг. 2, получают параметры корреляции для взаимосвязи нескольких ветроэнергетических установок друг с другом. В частности, это направлено на корреляцию некоторых или всех ветроэнергетических установок парка ветроэнергетических установок. В измерительном блоке 200 измеряется мощность каждой из ветроэнергетических установок. Как правило, это означает, что мощность, и без того имеющаяся в каждой ветроэнергетической установке, применяется или предоставляется для последующих этапов. Это предоставление мощности, а также других необходимых данных, подлежащих обмену, может осуществляться, например, с помощью так называемой системы SCADA.
В вычислительном блоке 202 вычисляются коэффициенты корреляции между мощностями, полученных соответственно в измерительном блоке 200. Формула для этого имеет вид:
Коэффициент Kij таким образом показывает корреляцию между мощностью Pi ветроэнергетической установки i и мощностью Pj ветроэнергетической установки j. Индексы i и j являются целочисленными переменными.
Вычисленные таким образом коэффициенты корреляции Kij затем сохраняются на следующем этапе в блоке 204 памяти в матрице. Матрица соответствует, например, таблице 1.
В этом упрощенном процессе в соответствии с блоками 200, 202 и 204 все коэффициенты корреляции между всеми ветроэнергетическими установками парка ветроэнергетических установок получают при тех же краевых условиях и сохраняют. В зависимости от условий, выбирается соответствующая матрица, которая таким образом связана с соответствующими краевыми условиями, такими как направление ветра и скорость ветра. Изложенный процесс предусматривает, прежде всего, что все ветроэнергетические установки работают в нормальном режиме, то есть работают без дросселирования. При необходимости, могут также учитываться дросселируемые ветроэнергетические установки, или же мощность дросселируемых ветроэнергетических установок не учитывается, и соответственно также соответствующие коэффициенты корреляции не вычисляются. Соответствующие записи в матрице будут оставаться свободными.
С помощью блока 206 повторения представленный способ повторяется последовательно. С этой целью может, например, устанавливаться время Т повторения, которое может быть равно, например, 10 мин. Представленный процесс, проиллюстрированный на фиг. 2, проводился бы в данном случае каждые 10 мин.
Если во время повторения определяется коэффициент корреляции или несколько коэффициентов корреляции, для которых значения уже были сохранены, то либо вновь определенный коэффициент корреляции может быть отброшен, либо он может заменить уже имеющийся на его месте коэффициент корреляции, либо он может улучшить сохраненный коэффициент корреляции, например, за счет того, что формируется среднее значение всех ранее полученных значений этого коэффициента корреляции, то есть этой записи. Также может быть предусмотрено, чтобы при этом учитываются только несколько, например, последние 10 значений и соответственно формируется среднее значение.
На фиг. 3 показан способ, в котором сначала рассматриваются только две ветроэнергетические установки, а именно, одна опорная ветроэнергетическая установка и первая ветроэнергетическая установка. Способ согласно фиг. 3 может быть расширен до нескольких ветроэнергетических установок или пар ветроэнергетических установок, пока все ветроэнергетические установки парка ветроэнергетических установок не будут учтены. Показанный на данной фиг. способ может многократно выполняться параллельно для различных ветроэнергетических установок. И в данном случае вычисление и/или необходимая передача данных могут быть осуществлены с использованием SCADA.
На Фиг. 3 показан сначала первый блок 300 запроса, в котором проверяется, работает ли выбранная опорная ветроэнергетическая установка в нормальном режиме эксплуатации, то есть работает без дросселирования. Если это не так, то другая ветроэнергетическая установка может быть выбрана в качестве опорной ветроэнергетической установки в соответствии с блоком 302 изменения. В первом блоке 300 запроса вновь начинают с этой следующей ветроэнергетической установкой.
Кроме того, исследуемая в настоящий момент времени опорная ветроэнергетическая установка, которая не работает в нормальном режиме эксплуатации, в частности, находится в состоянии останова, может быть выбрана в качестве первой ветроэнергетической установки. Это показано с помощью блока 304 выбора. Первая ветроэнергетическая установка является той, для которой должна определяться теряемая мощность или теряемая энергия, то есть, для которой должна вычисляться ожидаемая мощность или энергия.
Если выбранная опорная ветроэнергетическая установка работает без дросселирования, с первого блока 300 запроса происходит переход ко второму блоку 306 запроса. Второй блок 306 запроса проверяет в основном то же самое, что также проверял первый блок 300 запроса, однако для первой ветроэнергетической установки. Если первая ветроэнергетическая установка работает без дросселирования, то есть в нормальном режиме работы, то со второго блока 306 запроса происходит переход к блоку 308 вычисления. В блоке 308 вычисления вычисляется коэффициент К корреляции из коэффициентов мощности первой ветроэнергетической установки и мощности опорной ветроэнергетической установки. В примыкающем блоке 310 памяти этот коэффициент К корреляции сохраняется в базе данных. При этом предпочтительно краевые условия, такие как преобладающее направление ветра и скорость ветра, получают совместно. Наконец, способ возвращается после блока 310 памяти снова к второму блоку 306 запроса, и блоки 306, 308 и 310 повторно проходятся, возможно, по истечении времени задержки, например, в 10 минут. Если данный способ осуществляют в этом цикле из этих трех блоков 306, 308 и 310, то в принципе коэффициенты К корреляции получают специально для этих двух ветроэнергетических установок, а именно опорной ветроэнергетической установки и первой ветроэнергетической установки. Ветроэнергетические установки находятся, таким образом, в нормальном режиме эксплуатации, и при этом постепенно создают базу данных, которая необходима для аномального режима эксплуатации.
Если во втором блоке 306 запроса устанавливают, что первая ветроэнергетическая установка работает не в нормальном режиме эксплуатации, а с дросселированием или находится в состоянии останова, то происходит переход к блоку 312 считывания. В этом блоке коэффициент К корреляции считывается соответственно из базы данных, созданной ранее, в частности с учетом краевых условий, таких как преобладающая скорость ветра и направление ветра. Если соответствующий коэффициент корреляции не сохранен в базе данных, то он может быть, при необходимости, интерполирован из других уже существующих коэффициентов корреляции.
С помощью считанного коэффициента К корреляции в блоке 314 определения из опорной мощности PRef опорной ветроэнергетической установки может определяться ожидаемая мощность первой ветроэнергетической установки. Эта мощность обозначается в данном случае как P1S.
В блоке 316 определения энергии происходит затем определение энергии посредством интегрирования оцененной или соответственно ожидаемой мощности P1S за соответствующее время. Так как в данном случае для простоты исходим из постоянной мощности P1S для соответствующего временного интервала, то энергия определяется умножением P1S на соответствующее значение Т времени. Эта энергия может суммироваться с ранее вычисленной энергией, чтобы таким образом суммировать соответствующую ожидаемую энергию за интервал времени наблюдения, таком как, например, месяц или год.
Коэффициент Т времени блока 316 определения энергии может соответствовать коэффициенту Т времени блока 206 повторения согласно фиг. 2. Но это не является обязательным условием. В частности, может оказаться, что каждые 10 минут все описанные этапы повторяются, и оценка мощности определяется в блоке 314 определения. При этом первая ветроэнергетическая установка, возможно, только, например, 5 минут не находится в нормальном режиме эксплуатации. Эта информация предоставляется для представленного способа, и, несмотря на период повторения, составляющий 10 мин, в этом примере вычисление энергии основывалось бы только на временном интервале, составляющим 5 мин.
Как только энергия определена или соответственно дополнена в блоке 316 определения энергии, способ начинается снова, как описано, во втором блоке 306 запроса.
1. Способ создания базы данных, которая содержит несколько закономерностей корреляции, в частности коэффициентов корреляции, для определения теряемой энергии, которая во время останова или дросселирования первой ветроэнергетической установки не может быть преобразована ветроэнергетической установкой в электрическую энергию, из потребляемой мощности по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки, эксплуатируемой с дросселированием или без дросселирования, содержащий следующие этапы:
одновременное определение мгновенной мощности первой ветроэнергетической установки и по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки в режиме эксплуатации с дросселированием или без дросселирования,
определение соответствующей закономерности корреляции, описывающей взаимосвязь между мощностью первой ветроэнергетической установки и мощностью по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки, в частности коэффициента корреляции, и
сохранение по меньшей мере одной закономерности корреляции или коэффициента корреляции в зависимости от по меньшей мере одного краевого условия.
2. Способ создания базы данных по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одно краевое условие выбирают из списка, включающего в себя:
текущее направление ветра,
текущую скорость ветра,
текущую мощность опорной ветроэнергетической установки,
текущую внешнюю температуру и
текущую плотность воздуха,
и/или что для первой ветроэнергетической установки, опорной ветроэнергетической установки и/или для других ветроэнергетических установок мгновенную мощность сохраняют в зависимости от по меньшей мере одного краевого условия.
3. Способ создания базы данных по п. 2, отличающийся тем, что
текущее направление ветра,
текущая скорость ветра,
текущая мощность опорной ветроэнергетической установки,
текущая внешняя температура и/или
текущая плотность воздуха
для применения в качестве краевого условия подразделяют на дискретные диапазоны.
4. Способ создания базы данных по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что закономерности корреляции или соответственно коэффициенты корреляции получают и сохраняют в регулярном режиме эксплуатации, чтобы тем самым последовательно заполнять базу данных коэффициентами корреляции, и чтобы опционально и/или в зависимости от потребности вычислять, в частности интерполировать или экстраполировать, еще не определенные посредством измерения закономерности корреляции или соответственно коэффициенты корреляции.
5. Способ создания базы данных по п. 1, отличающийся тем,
что для различных значений или соответственно различных комбинаций значений одного или нескольких краевых условий определяют соответственно набор закономерностей корреляции или соответственно набор коэффициентов корреляции для трех или более ветроэнергетических установок, причем соответственно одна закономерность корреляции или коэффициент корреляции описывает корреляцию соответственно двух из этих ветроэнергетических установок.
6. Способ создания базы данных, которая содержит несколько значений мощности, для определения теряемой энергии, которая во время останова или дросселирования первой ветроэнергетической установки не преобразуется ветроэнергетической установкой в электрическую энергию, содержащий следующие этапы:
определение мгновенной мощности по меньшей мере одной первой ветроэнергетической установки в режиме эксплуатации с дросселированием или без дросселирования,
сохранение определенной мощности в зависимости от по меньшей мере одного краевого условия.
7. Способ определения теряемой энергии, которая из-за останова или дросселирования первой ветроэнергетической установки не преобразуется ветроэнергетической установкой в электрическую энергию, содержащий следующие этапы:
определение мгновенной мощности по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки в режиме эксплуатации с дросселированием или без дросселирования,
вычисление ожидаемой мощности первой ветроэнергетической установки из мощности по меньшей мере одной опорной ветроэнергетической установки и заранее полученной закономерности корреляции, в особенности заранее полученного коэффициента корреляции, который для данной рабочей точки указывает корреляцию между мощностью соответствующей опорной ветроэнергетической установки и ожидаемой мощностью первой ветроэнергетической установки, и
вычисление теряемой энергии из вычисленной ожидаемой мощности и соответствующего временного интервала,
и/или считывание заранее сохраненного абсолютного значения мощности первой ветроэнергетической установки или нескольких ветроэнергетических установок в зависимости от текущего направления ветра и/или текущей скорости ветра и
вычисление теряемой энергии из считанной ожидаемой мощности и соответствующего временного интервала.
8. Способ определения теряемой энергии по п. 7, отличающийся тем, что коэффициент корреляции выбирают из нескольких сохраненных коэффициентов корреляции в зависимости от:
текущего направления ветра,
текущей скорости ветра,
текущей мощности опорной ветроэнергетической установки,
текущей наружной температуры и/или
текущей плотности воздуха.
9. Способ определения теряемой энергии по п. 7 или 8, отличающийся тем, что по меньшей мере одну опорная ветроэнергетическую установку выбирают в зависимости от направления ветра, преобладающего в текущий момент времени, и/или что несколько ветроэнергетических установок выбирают и
применяют в качестве опорных ветроэнергетических установок, чтобы вычислить соответствующую ожидаемую мощность, так что вычисляют несколько ожидаемых мощностей, и ожидаемую среднюю мощность вычисляют из нескольких ожидаемых мощностей, в частности, путем образования среднего значения или посредством способа наименьших квадратов.
10. Способ определения теряемой энергии по п. 8, отличающийся тем, что текущее направление ветра и/или текущую скорость ветра определяют на опорной ветроэнергетической установке, на первой ветроэнергетической установке и/или в другой точке измерений, в частности на измерительной мачте.
11. Способ определения теряемой энергии по п. 7, отличающийся тем, что применяют по меньшей мере один коэффициент корреляции из базы данных, созданной согласно любому из пп. 1-6.
12. Ветроэнергетическая установка для преобразования кинетической энергии ветра в электрическую энергию, содержащая средство управления, выполненное с возможностью выполнения способа по любому из пп. 1-11.
13. Парк ветроэнергетических установок, содержащий несколько ветроэнергетических установок и средство управления, выполненное с возможностью осуществления способа по любому из пп. 1-11 для ветроэнергетической установки в качестве первой ветроэнергетической установки и с учетом по меньшей мере одной другой ветроэнергетической установки парка ветроэнергетических установок в качестве опорной ветроэнергетической установки.
14. Парк ветроэнергетических установок по п. 13, содержащий
измерительную мачту для определения условий окружающей среды, в частности для определения скорости ветра, преобладающей в парке ветроэнергетических установок.
15. Парк ветроэнергетических установок по п. 13 или 14, отличающийся тем, что средство управления предусмотрено в одной из ветроэнергетических установок и/или на измерительной мачте, и/или что средство управления выполнено с возможностью вычисления теряемой энергии по выбору для соответственно каждой ветроэнергетической установки парка ветроэнергетических установок в качестве первой ветроэнергетической установки.
