(57)【要約】  本発明は、風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法に関し、風力発電所は、そのブレード角度が調整可能なロータブレード（１０８）を有するロータ（１０６）を有する複数の風力発電設備（１００）を備えている。本発明はまた、利用可能な電力を決定するための方法を実行するように設定された風力発電所（１１２）に関する。この方法は、少なくとも１つの風速および風向および発電所のウェイクモデルを用いて調整する風力発電所の関数として、風力発電所（１１２）の各風力発電設備（１００）の少なくとも１つの有効風速を決定するシェーディング行列（２００）を提供することを含む。本発明に係る方法は、風力発電所（１１２）がスロットル出力で動作している場合でも、風力発電所（１１２）の利用可能な電力を正確に決定することを可能にする。【選択図】図３
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法であって、前記風力発電所は、そのブレード角度が調整可能なロータブレード（１０８）を有するロータ（１０６）を有する複数の風力発電設備（１００）を備え、
少なくとも１つの風速および風向および発電所のウェイクモデルを用いて調整する風力発電所の関数として、前記風力発電所（１１２）の前記風力発電設備（１００）のそれぞれの少なくとも１つの有効風速を決定するシェーディングマトリックス（２００）を提供することを含み、
前記有効風速に基づいて、前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力が決定される、
方法。
【請求項２】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
特定の風向きに対して自由に流入する風のある前記風力発電設備（１３２）を決定する（３１０）ステップと、
自由に流入する風のある前記風力発電設備（１３２）の無停止の風速および風向きの平均値として、平均の風速および風向きを確認する（３３０）ステップと、
未調整の風力発電所のシェーディングマトリックス（２００）を考慮して、平均の風速および風向きから、自由に風が流入しない少なくとも前記風力発電設備のそれぞれに対するそれぞれの風力発電設備の有効な風速を確認するステップと、
電力曲線と確認された有効な風速に基づいて、前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認するステップと、
前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（３６０）ステップと、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項３】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
特定の風向きに対して自由に流入する風のある前記風力発電設備を決定する（３１０）ステップと、
自由に流入する風のある全ての前記風力発電設備の風速および風向きを決定する（３２０）ステップと、
自由に流入する風のある前記風力発電設備の風速および風向きのそれぞれに対して調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、自由に風が流入しない前記風力発電設備の少なくともそれぞれの有効な風速を確認する（４３０）ステップと、
自由に風が流入する各風力発電設備について確認された有効な風速の平均値として、少なくとも自由に風が流入しない前記風力発電設備のそれぞれについて、設備固有の平均有効風速を確認する（４４０）ステップと、
電力曲線および設備固有の方法で確認された平均有効風速に基づいて、前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認する（４４０）ステップと、
各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（４６０）ステップと、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項４】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
前記風力発電設備（１００）の個々の風速および風向きを確認する（５２０）ステップと、
シェーディングマトリックスと風力発電所の調整を考慮して、発電所に有効な風速と風向きの設定に基づいて、モデル化された風速および風向きを計算する（５３０）ステップと、
個々の風速および風向きとモデル化された風速および風向きとの比較に基づいて、設定された発電所に有効な風速および風向きを最適化する（５４０）ステップと、
調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、最適化された発電所の各風力発電設備の有効な風速および風向きから、各風力発電設備のそれぞれの有効な風速を確認する（５５０）ステップと、
それらの電力曲線および確認された有効風速に基づいて、前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を確認する（５６０）ステップと、
前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を確認する（５６０）と、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項５】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
前記風力発電設備（１００）の個々の風速および風向きを確認する（５２０）ステップと、
それぞれの前記風力発電設備および前記風力発電所調整の個々の風速および風向きに基づいて、安定した発電所の有効風速および風向きを推定するために、前記風力発電設備のそれぞれに対して前記シェーディングマトリックスを反転させる（６３０）ステップと、
全ての推定された発電所の有効風速および風向きを平均化する（６４０）ステップと、
調整されていない風力発電所のための前記シェーディングマトリックスを考慮して、平均化された発電所の有効風速および風向きから、それぞれの風力発電設備（１００）の有効風速を確認する（６５０）ステップと、
それらの電力曲線および確認された有効風速に基づいて、前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を確認する（６６０）ステップと、
前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（６６０）と、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項６】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
前記風力発電設備の個々の風速および風向きを確認する（５２０）ステップと、
それぞれの前記風力発電設備および前記風力発電所調整の個々の風速および風向きに基づいて、安定した発電所の有効風速および風向きを推定するために、前記風力発電設備のそれぞれに対して前記シェーディングマトリックスを反転させる（７２０）ステップと、
調整されていない風力発電所のための前記シェーディングマトリックスを考慮して、それぞれ推定された安定した発電所の有効風速および風向きから、各風力発電設備の有効風速を確認する（７３０）ステップと、
それらの電力曲線およびそれぞれの確認された有効風速に基づいて、前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認する（７４０）ステップと、
前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（７７０）ステップと、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項７】
前記方法のステップは組み合わされ、１つ以上の中間変数の決定を省くことを可能とする、
請求項６に記載の方法。
【請求項８】
少なくとも１つの前記風力発電設備に対する前記風力発電設備の動作ポイントに基づいて、前記風力発電設備のロータに平均的に作用する風速および風向きを決定するステップを、さらに備えた、
請求項１から７のいずれか１項に記載の方法。
【請求項９】
前記風力発電設備の前記ロータに平均的に作用する風速は、以下の方法の少なくとも１つによって決定される。
−回転速度、空力およびピッチ角の関数として、少なくとも風速の３次元テーブルからの補間、
−先端速度比およびピッチ角の関数として、特性のファミリに基づく反復、
請求項８に記載の方法。
【請求項１０】
前記風力発電所（１１２）を通じて、風場の広がりに基づいて、前記風速および前記風向き、特に、平均的な風速および風向き、および／または、前記風力発電設備（１００）の少なくとも１つに対する利用可能な電力を修正するステップを、
さらに備えた、
請求項１から９のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１１】
前記修正は、加重スライド平均値の形式で実行される、
請求項１０に記載の方法。
【請求項１２】
前記スライド平均値は、フロー時間、特に、風速の平均値に基づいて調整される、
請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
前記方法は、請求項２から６に記載の方法の少なくとも２つを実施し、前記少なくとも２つの方法間の比較試験を可能にし、および／またはパラメータに基づいて実施された方法の１つを選択する、
請求項１から１２のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１４】
前記シェーディングマトリックス（２００）は、前記発電所の有効風速および風向きと最大発電所電力とに基づいて、テーブルとして、前記風力発電設備（１００）のそれぞれについて保存される、
請求項１から１３のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１５】
前記シェーディングマトリックス（２００）は、代替として、または、前記最大発電所電力に加えて、最大設備電力から決定される、
請求項１から１４のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１６】
発電所ウェイクモデルは適応型であって、特に、環境の変化に適応するための、および／または前記発電所ウェイクモデルのエラーを修正するための自己学習法を備えている、
請求項１から１５のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１７】
異なる発電所ウェイクモデルに基づいて異なるシェーディングマトリックス（２００）が提供され、前記シェーディングマトリックス（２００）の１つは、パラメータ、特に、大気安定性を示すパラメータに基づいて選択される、あるいは、異なるシェーディングマトリックス間で補間される、
請求項１から１６のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１８】
前記異なる発電所ウェイクモデルは、それぞれのケースにおいて、異なるウェイク減衰定数に基づく、
請求項１７に記載の方法。
【請求項１９】
前記方法は、特に、推定利用可能な電力の誤差を修正するためのローパスフィルタリングを含む、
請求項１から１８のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２０】
前記風力発電所の利用可能な電力は、実質的にリアルタイムで提供される、
請求項１から１９のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２１】
好ましくは空気圧および／または温度によって決定される空気密度は、前記風力発電設備（１００）の１つの利用可能な電力を確認する時に考慮される、
請求項１から２０のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２２】
各風力発電設備の有効な風向きは、前記シェーディングマトリックス（２００）を考慮して、確認される、
請求項１から２１のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２３】
前記風力発電所（１１２）のネットワーク（１１４）のロスが考慮される、
請求項１から２２のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２４】
技術的理由、メンテナンス、低騒音運転および／またはシャドーイングを含む、前記風力発電所における前記風力発電設備のさらなる制限、特に、ネットワークまたは電力バランスによらない制限が考慮される、
請求項１から２３のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２５】
複数の風力発電設備（１００）を備えた風力発電所であって、
前記風力発電所（１１２）は、コントローラを有し、前記コントローラは、請求項１から２４のいずれか１項に記載の方法を実行するように設定される、
風力発電所。
【請求項２６】
前記風力発電設備（１００）は、コントローラを有し、前記コントローラは、請求項６または７に記載の利用可能な電力を確認するように設計されている、
請求項２４に記載の風力発電所の風力発電設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、風力発電所の利用可能な電力の決定方法および対応する風力発電所に関する。本発明はまた、利用可能な電力を決定するための方法を実行するために設定された風力発電所に関する。
【背景技術】
【０００２】
風力発電設備は、知られており、風力から電力を生成し、電力を電力供給ネットワークに供給するために使用されている。この場合、供給される電力は、様々な理由、例えば、ネットワークに起因する調整が必要とされる場合に変動する可能性がある。
したがって、ネットワークと設置オペレータの両方が、「P-available」とも呼ばれる、いわゆる「使用可能な電力」を決定するための設備をますます必要としている。ネットワークオペレータは、一般的に、ネットワークで利用可能な制御リザーブに関心があるが、オペレータは、主として、様々な制限によってどれだけの収入が失われるかを調べることに関心がある。しかしながら、例えば、技術的な問題の結果として、設備が限られた方法で稼働する必要がある場合、ネットワークオペレータは、風に含まれる電力のみを知ることによって助けられず、オペレータは、風の中の利用可能なこの電力を要求できない。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００３】
【非特許文献１】] K. E. Johnson, L. Y. Pao, M. J. Balas, L. J. Fingersh: Control of Variable-Speed Wind Turbines - Standard and Adaptive Techniques for Maximizing Energy Capture. IEEE Control Systems Magazine, June 2006, pages 70-81.
【非特許文献２】M. N. Soltani, T. Knudsen, M. Svenstrup, R. Wisniewski, P. Brath, R. Ortega, K. Johnson: Estimation of Rotor Effective Wind Speed: A Comparison. IEEE Transactions on Control Systems Technology, 21(4), July 2013, pages 1155-1167.
【非特許文献３】R. Ortega, F. Macilla-David, F. Jaramillo: A Globally Convergent Wind Speed Estimator for Windmill Systems. In Proc. 2011 50th IEEE Conference on Decision and Control, Orlando, FL, USA, Dec. 2011, pages 6079-6084.
【非特許文献４】C. M. Verrelli, A. Savoia, M. Mengoni, R. Marino, P. Tomei, L. Zarri: On-Iine Identifica-tion of Winding Resistances and Load Torque in Induction Machines. IEEE Transactions on Control Systems Technology, vol. 22(4), July 2014.
【非特許文献５】T. Gocmen, G. Giebel, P.-E. Rethore, J. P. Murcia Leon, J. R. Kristoffersen: Uncertainty Quantification of the Real-Time Reserves for Offshore Wind Power Plants, WindEurope Summit, Sept. 2016
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかし、オペレータは、例えば、風に含まれる電力の量や、設備の制限の結果として失う収入に関心がある。この場合、最大２８個以上を特定できるこれらのさまざまな制限に対して誰が責任を持ち、どの制限が収入損失のどの割合を負担するのか、つまり、結果のコストに対して誰がどの程度の割合で支払う必要があるのかという疑問が再び生じる。
予備の電力を償還するため、またはネットワーク関連の電力削減の場合、個々の設備だけでなく、風力発電所全体に対して、「P-available」信号がより頻繁に要求される。電力が減少した場合、非減少の場合よりも増加した風速が、他の設備に続いて風力設備に作用する。したがって、測定された風速に基づいた「P-available」の推定は、発電所の影響が考慮されていないため、利用可能な発電所の電力の過大評価になる。
【０００５】
したがって、本発明は、風力発電所がスロットル出力で運転されている場合でも、風力発電所の利用可能な電力を正確に決定するという目的に基づいていた。この目的は、本発明によれば、請求項１に記載の方法によって達成される。好ましい実施形態は、従属請求項に記載されている。
したがって、風力発電所の利用可能な電力を決定する方法が提供され、風力発電所は、ブレード角度が調整可能なロータブレードを有するロータを備えた複数の風力発電設備を備えている。この方法は、少なくとも１つの風速および風向きの関数として、風力発電所の各風力発電施設の少なくとも１つの有効風速を決定するシェーディングマトリックスを提供または使用し、発電所のウェイクモデルを使用して風力発電所の調整を行うことを含む。この方法は、有効な風速に基づいて、風力発電所の利用可能な電力を決定する。
【０００６】
この形式で定義されたシェーディングマトリックスは、有利なことに、以前は利用可能な発電所の電力を過大評価していた発電所の影響を考慮することを可能にする。風速および風向き、および風力発電所の調整に応じて、発電所内のそれぞれの風力発電施設の有効な風速を決定することができる。この有効な風速は、発電所がスロットル方式で動作しない場合に、この設備で利用可能な風速を示している。したがって、有効な風速と呼ばれる、抑制されていない発電所で減少する風速は、シェーディングマトリックスに基づいて有利に決定することができる。次に、個々の設備の実効風速に基づいて、代替方法を使用して、風力発電所全体で利用可能な電力を決定することができる。
【０００７】
例えば、テーブルまたはマトリックスとして、個々の風力発電設備または発電所コントローラに保存され、シェーディングマトリックスと呼ばれるシェーディングの効果は、発電所のウェイクモデルを考慮した様々な風速と方向に対して事前に計算される。有効な風速を決定するために、事前に計算された値のみをシェーディングマトリックスに基づいてルックアップできるという事実の結果として、風力発電所の利用可能な電力が提供される時間におけるウェイク効果の時間のかかるシミュレーションは不要である。したがって、風力発電所の利用可能な電力は、実質的に遅滞なく提供される。
【０００８】
シェーディングマトリックスは、発電所コントローラまたは個々の風力発電設備のコントローラで方法に提供され、計算に直接使用される。代替的または追加的に、シェーディングマトリックスは、利用可能な電力を決定するためにシェーディングマトリックスをすぐに提供することなく、さらなる実施形態を参照して説明されるように、さらなる関連変数を計算するために使用される。
【０００９】
第１の方法によれば、ａ）利用可能な電力を決定する方法は、以下のステップを含む：
−特定の風向きに対して自由に流入する風の風力発電設備を決定し、
−風が自由に流入する風力発電設備の無停止の風速および風向きの平均値として平均の風速および風向きを確認し、
−少なくとも、風力発電設備ごとに、風力発電設備の未調整のシェーディングマトリックスを考慮して、平均の風速および風向きから、自由に風が流入することのない各風力発電設備の有効な風速を確認し、
−電力曲線と確認された実効風速に基づいて、各風力発電設備の利用可能な電力を確認し、
−各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、風力発電所の利用可能な電力を確認する。
【００１０】
この方法は、風力発電設備の風速および風向きを自由に流入する風で平均化するという概念に基づいている。ここで、およびアプリケーション全体の範囲内で、「平均」という言葉は算術平均値に制限されるものではなく、他の形式の平均値をそのまま使用することができる。自由に流入する風を伴う風力発電設備は、自由に流入する風を伴う風力発電設備に当たる風が、特定の風向に対する他の風力発電設備または他の障害物、例えば、建物、標高などの影響を受けない設備である。この方法によれば、風速および風向きの平均値のシェーディングマトリックスを考慮して、各風力発電設備の実効風速が確認される。この方法は、全ての風力発電設備で同じ風速および風向きの１つの値についてのみシェーディングマトリックスが検査されるため、特に簡単で適切な方法で利用可能な電力を推定することができる。しかし、この方法は、風が自由に流入する設備の存在を前提としている。これは、例えば、風の方向によっては常にそうとは限らない。特に、近隣または地理的条件にある風力発電所は、自由に流入する風を伴う風力発電設備がないことを保証できる。
【００１１】
風が自由に流入する風力発電設備の有効風速は、同様にシェーディングマトリックスを考慮して決定される。この手順は、特に、地形の影響や建物によって引き起こされる既知のシェーディングが固定されている場合に適している。あるいは、自由に流入する風を伴う関連する風力発電設備の確定された風速も、有効風速として直接設定することができる。
【００１２】
第２の方法ｂ）によれば、利用可能な電力を決定する方法は、以下のステップを含む：
−特定の風向きに対して自由に流入する風の風力発電設備を決定し、
−自由に流入する風のある全ての風力発電設備の風速および風向きを決定し、
−自由に流入する風のある風力発電設備の決定された風速および風向きのそれぞれについて、未調整の風力発電所のシェーディングマトリックスを考慮して、自由に流入する風のない少なくとも各風力発電設備の有効風速を確認し、
−風が自由に流入する各風力発電設備について確認された有効風速の平均値として、少なくとも風が自由に流入しない各風力発電設備について、設備固有の平均有効風速を確認し、
−各風力発電設備の電力曲線と設備固有の方法で確認された平均有効風速に基づいて、各風力発電設備の利用可能な電力を確認し、
−各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、風力発電所の利用可能な電力を確認する。
【００１３】
換言すれば、よって、各設備の有効風速は、各風力発電設備の決定された風速および風向きによって確認され、自由に流入する風は、非調整の風力発電所のシェーディングマトリックスを考慮に入れる。第１の方法とは対照的に、シェーディングマトリックスは、第２の方法による風力発電設備のそれぞれに対して、複数の有効な風速、すなわち、自由に流入する風を伴う各風力発電設備の風速を決定するために、すなわち、自由に流入する風を伴う風力発電設備の数に従って繰り返し評価される。したがって、結果として仮想的に得られる自由に流入する風による風力発電設備の平均化は、この方法に従って、風力発電設備ごとに個別に考慮されるシェーディング効果を考慮した後にのみ実行されるが、風が自由に流入する風力発電設備の速度。最初の方法によれば、シェーディング効果を考慮する前に平均化がすでに実行されている。具体的には、風が自由に流入する風力発電設備の既に平均化された風速のために、各風力発電設備に対してシェーディング効果が考慮される。また、２番目の方法では、風が自由に流入する設備が必要である。
【００１４】
最初の方法と同様に、確認された風速は、すべての風力発電設備と無風力設備を含む、自由に流入する風のある任意の数の風力発電設備の有効風速として直接設定される。同様に、シェーディングマトリックスは、例えば、既知のシェーディングが存在する場合、自由に流入する風を伴う風力発電設備にとっても有利であり得る。
第３の方法ｃ）によれば、利用可能な電力を決定する方法は、以下のステップを含む：
−風力発電設備の個々の風速および風向きを確認し、
−シェーディングマトリックスと風力発電所の調整を考慮した、発電所に有効な風速および風向きの設定に基づいて、モデル化された風速および風向きを計算し、
−個々の風速および風向きとモデル化された風速および風向きとの比較に基づいて、設定された発電所に有効な風速および風向きを最適化し、
−調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、最適化された発電所の各風力発電設備の有効な風速および風向きから、各風力発電設備のそれぞれの有効な風速を確認し、
−電力曲線と確認された実効風速に基づいて、各風力発電設備の利用可能な電力を確認し、
−各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、風力発電所の利用可能な電力を確認する。
【００１５】
３番目の方法は、全ての設備の風速および風向きの最適な相関という用語で要約される。第１および第２の方法と比較して、第３の方法は、自由に流入する風を伴う風力発電設備を必要とせず、全ての風力発電設備の風速および風向きが確認される。発電所に有効な風速および風向きの設定は、シェーディングマトリックスを使用して決定できる各風力発電設備の有効な風速が、個々の風速および風向きにできるだけ近くなるように最適化される。この場合、設定された発電所の有効風速は、想定される最適値であって、これに基づいて、調整なしの場合の利用可能な電力が決定される。３番目の方法は、特に、風力発電所に自由に流入する風のある設備がない場合に適している。
【００１６】
第４の方法ｄ）によれば、利用可能な電力を決定する方法は、以下のステップを含む：
−風力発電設備の個々の風速および風向きを確認し、
−各風力発電設備の個別の風速および風向きに基づいて、安定した発電所の有効風速および風向きを推定するために、各風力発電設備に対してシェーディングマトリックスを反転させ、
−推定される全ての発電所の有効な風速および風向きを平均化し、
−調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、平均化された発電所の有効風速および風向きから、それぞれの風力発電設備の有効風速を確認し、
−それらの電力曲線および確認された有効風速に基づいて、風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認し、
−各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、風力発電所の利用可能な電力を確認する。
【００１７】
第４の方法は、各風力発電設備に属する個々の風に対して推定される発電所の有効風を得るために、シェーディングマトリックスが風力発電設備に固有の方法で反転されるという事実に基づいている。各設備から取得したこれらの発電所に有効な風は平均化され、非スロットル電力を考慮したシェーディングマトリックスから各風力発電施設の有効風速を推定するために使用される。また、４番目の方法は、自由に流入する風を伴う風力発電設備を必要とせず、例えば、３番目の方法の代替として、または他の方法の１つに使用される。第３の方法とは対照的に、第４の方法による確認は、設定された発電所の有効風速の最適化の代わりに、シェーディングマトリックスの反転に基づいて実行される。
【００１８】
第５の方法ｅ）によれば、利用可能な電力を決定する方法は、以下のステップを含む：
−各風力発電設備の風速および風向きを決定し、
−各風力発電設備の個別の風速および風向きに基づいて、安定した発電所の有効風速および風向きを推定するために、各風力発電設備のシェーディングマトリックスを反転し、
−調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、それぞれ推定された安定した発電所の有効風速および風向きから、各風力発電設備の有効風速を確認し、
−電力曲線とそれぞれの確認された有効風速に基づいて、各風力発電設備の利用可能な電力を確認し、
−各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、風力発電所の利用可能な電力を確認する。
【００１９】
要約すると、５番目の方法ｅ）によれば、各設備は、現在の電力と利用可能な電力、およびその設備に有効な風向に依存する空力発電所効率に基づいて、発電所電力の配分を決定する。この目的のために、絞り込みに基づいて各風力発電設備のシェーディングマトリックスを個別に反転し、安定した発電所の有効風速および風向きを推定する。この推定される発電所の有効風速は、各施設ごとに個別に決定され、非反転非調整シェーディングマトリックスを使用して、非調整の場合に有効な各施設の架空の風速に再び計算され、利用可能な電力はその後、電力曲線を使用して推測される。各風力発電設備の利用可能電力を決定するまで、風力発電所内のさらなる風力発電設備からの情報は必要ないため、第５の方法ｅ）によるこれらの手順は、風力発電設備自体にも実装される。この場合、発電所コンピュータは、個々の風力発電設備からの電力レポートのみを合計する必要がある。代替として、第５の方法ｅ）による方法は、当然ながら、部分的にまたは完全に発電所コンピュータで実施することもできる。
【００２０】
可能な実施形態として、方法ｅ）の個々のステップも組み合わせることができ、したがって、上記で引用した個々の中間変数を省くことが可能になる：
−考えられる変形の１つは、スロットル出力に基づいて補間される逆マトリックスと、空力効率としてのスロットルされていない、技術的に可能な最大供給のシェーディングマトリックスを組み合わせて、風速および風向きに関する中間ステップを行うことである。発電所全体で有効なものは、インストールまたは発電所コンピュータで省略され、マトリックスの計算にのみ事前に必要である。言い換えれば、この変形例によれば、シェーディングマトリックスおよび／または逆シェーディングマトリックスは、風速に基づいて明示的に表現および保存される必要はなく、空力効率を使用する一般化に従って暗黙的に表現される必要がある。これにより、発電所全体で有効な風速が不要な状況で、風力発電所の利用可能な電力の決定を計算上簡素化することができる。
−２番目の可能な変形例では、電力曲線に基づく個々の風力発電設備の利用可能電力の確認をマトリックスシステムに統合すること、および／または個々の設備の利用可能な電力の決定を、計算ステップに統合することも含まれる。これにより、現在の作業点（好ましくは回転速度、ピッチ角、空力トルクおよび／または発電量と電力制限Pgedrを含む）またはこれらの変数から推定される風速を入力変数として含むサブシステムが生成され、シェーディング効果と関連する利用可能な電力により風速が低下した。
【００２１】
風速および風向きを決定する１つの可能な方法は、風力発電設備のナセルに通常設置されている風速計を使用して風速を測定することである。しかし、このような測定は、最新の超音波風速計を使用して非常に正確に実行できるが、その用途には限られた範囲でしか使用できない。一方、風速計は、ロータブレードによって定義された平面の中心でのみ風速を測定する。現在の風力発電設備のナセルから５０メートル以上離れているブレード先端の風速は、直接測定することはできない。さらに、ロータブレードの背後にある風速計の位置の結果として、乱流とシェーディングの影響を受ける可能性がある。さらに、測定された風速は、電力調整にも基づいて、風の場からエネルギーを取得することによって影響を受ける。
【００２２】
一実施形態では、本発明による方法はまた以下を含む：
−少なくとも１つの風力発電設備の風力発電設備の動作点に基づいて、風力発電設備のロータに平均的に作用する風速および風向きを決定する。
ナセル風速計よりも好まれる風力発電設備で一般的な無風の風速と風速および風向きを決定する可能な方法は、設置作業点に基づいた風推定器に基づく。推定値は、ロータによるエネルギー除去の結果としての中断や、例えば、ナセル風速計の場合のようにロータの後ろの測定配置の影響によって風速が歪まないため、中断されないと呼ばれる。しかし、「中断されない」という用語は、風速自体の決定に関連し、発電所内の他の風力発電設備によって引き起こされるウェイク効果は含まれない。
【００２３】
設置作業点は、風力発電設備のトルク、回転速度、および集合ピッチ角を含むことが好ましい。ロータ全体に平均的に作用する中断されない風速は、この動作点に基づいて確認される。ＣＰ係数と呼ばれる出力係数がこの目的に使用されることが好ましく、ロータ表面を通過する風と風力発電設備の空力との関係を示す。ＣＰ係数は、ピッチ角と先端速度比λに依存することが好ましい。関係は、好ましくは、交差するロータ表面、ロータ、および風速に依存し、例えば、次の式を使用して示すことができる。
【００２４】
【数１】
2020510781.tif 000003
先端速度比は、一般的な風速に対するロータブレード先端の速度の比から計算される。ロータブレード先端の速度は、ロータの半径（ｒRotor）とから計算され、ロータの回転速度（ｎrotor）αは、ロータブレードの集合ピッチ角を示している。（ＰAero）は、風力発電設備によって生成される空力であり、ρは空気密度を示す。
【００２５】
一実施形態では、風力発電設備のロータに平均的に作用する風速は、以下の方法の少なくとも１つにより決定される。
−回転速度、空力およびピッチ角の関数としての風速の少なくとも３次元テーブルからの補間、
−先端速度比とピッチ角の関数としての特性ファミリーに基づく反復。
【００２６】
先端速度比と空気力自体の両方がそれぞれ風速に依存するため、風速に応じた、例えば上記の式によるパワーバランスの直接的な解決は不可能である。よって、この実施形態によれば、ロータに作用する風速を決定するために使用できる方法が提案される。回転速度（ｎrotor）、空力（ＰAero）、ピッチ角（α）の関数としての風速の少なくとも３次元の表は、例えば、以下の式で表すことができる。
【００２７】
【数２】
2020510781.tif 000004
この解釈は、ほとんど計算の手間をかけずに実行され、３次元テーブルの保存には、解像度に応じて異なるデータ量が必要である。
追加または代替として、風速は、例えば、ニュートン法または別の反復法に従って、ＣＰファミリーの特性から反復的に決定される。
【００２８】
一実施形態では、風速計風速測定に基づく第１の方法と、風力発電設備の動作点に基づく第２の方法との間で、削減、速度比および／またはピッチ角に応じて変更することが可能である。特に厳しい削減、低いチップ速度比、および大きなピッチ角の場合、特性群に基づく方法はより不確実になり、これらの範囲の風速測定に有利に置き換えることができる。
【００２９】
一実施形態では、この方法は、発電所を通過した風場の広がりに基づいて、風速および風向き、特に、平均風速および風向き、および／または風力発電設備の少なくとも１つの利用可能な電力を補正することも含む。
上記の第１の方法ａ）および第２の方法ｂ）に関しては、特に、自由に流入する風のある設備での卓越風のみが考慮されるため、自由に流入する風のある設備によって捕捉される風は、ウェイク効果を考慮に入れなくても、流入方向のさらに後方の施設で捕捉された風に対応しないことに注意すべきである。風の変化は、自由に流入する風による設置から始めて、発電所全体で時間遅延を伴って続く。言い換えれば、自由に流入する風を伴う設備のウェイクにある設備は、自由に流入する風を伴う設備の風を時間遅れで「感じる」。利用可能な電力の広がり、有効風速および／または風向きが補正のために考慮されることが好ましい。
【００３０】
一実施形態では、補正は、加重スライド平均値の形で実行される。したがって、古い風の値の影響は、時間の経過とともに消失することが好ましく、その結果、風力発電所の有限範囲、したがって風の変化が発電所全体を通して継続する状況が考慮される。
一実施形態では、スライディング平均値は、流動時間、特に、風速の平均に基づいて適応される。これにより、変化は発電所全体に迅速に広がるため、風速が高いほど、または風力発電所を通過する時間が短いほど、風の変化が発電所で一般的な風の平均値によって大きな影響を与えるという事実を考慮に入れることができる。代替的または追加的に、例えば、変化の完全な広がりへの経路が一般的な場合のように全ての風向きにわたって同じでない場合、絶対平均風向きに基づいてスライド平均値を適合させることができる。
【００３１】
一実施形態では、方法は、方法ａ）からｅ）の少なくとも２つを実施し、少なくとも２つの方法間の比較試験が有効化され、および／または実施された方法の１つがパラメータに基づいて選択される。例えば、特定の風に対して自由に流入する風がある十分な数の設備が見つかる場合は、最初の方法ａ）と２番目の方法ｂ）のいずれかを使用することができる。対照的に、例えば、地形構造または隣接する風力発電所のために、自由に流入する風のある設備が見つからない場合には、この方法は３番目の方法ｃ）から５番目の方法ｅ）のいずれかに変更することができる。
【００３２】
一実施形態において、シェーディングマトリックスは、風力発電設備ごとに、発電所の有効風速および風向きならびに最大発電所電力に基づいてテーブルとして保存される。
シェーディングマトリックスは、発電所ウェイクモデルを使用して、各風力発電設備の有効風速を提供する。ウェイク効果は、調整された風力発電所を考慮に入れる必要がある。このため、シェーディングマトリックスは、最大発電所電力または最大設置電力に基づいて保存することが望ましい。ここで、最大発電所電力とは、例えば、防音上の理由などの技術的に定められた制限の結果として超えてはならない電力値を意味するものとして理解されるべきである。したがって、最大発電所電力は、公称電力の値と比較して減少する可能性のある値である。計算のサポートポイントの数は、条件に適合させることが好ましい。例えば、厳密なマトリックス配置の場合、風向きの高解像度が決定的である。最大発電所出力または風力発電所調整のサポートポイントの数は、例えば、計算の感度に応じて選択できる。
【００３３】
したがって、シェーディングマトリックスは、好ましくは、入力パラメータとして風速、風向き、および風力発電所の調整に基づいて、各風力発電設備の少なくとも１つの有効風速を得ることを可能にする。シェーディングマトリックスは、これらの入力および出力パラメータには制限されない。代替的または追加的に、他の変数、好ましくは測定変数を入力および出力パラメータとして組み込むことができる。例えば、特に入力変数として、作業ポイントおよび／または設備電力が風速の代わりになる場合がある。
【００３４】
シェーディングマトリックスは、各風力発電設備の最大設備電力に基づいて、代替として、または最大発電所電力に加えて決定されることが好ましい。風力発電所の調整は、個々の設備に合わせて調整することにより、より正確に表現できる。
一実施形態では、発電所ウェイクモデルは、適応的である。特に、環境の変化に適応したり、発電所ウェイクモデルの誤差を修正したりするための自己学習方法が実装されている。
【００３５】
歩留まりを予測し、乱流とせん断を決定する目的で、風力発電所のサイト評価で定常後流モデルを使用することが知られている。安定したウェイクモデルは、例えば、エインズリー、ジェンセン、またはフランセンのウェイクモデルで構成される。ＣＦＤシミュレーションは、複雑な地形にも使用される。発電所ウェイクモデルの計算は、発電所内の風力発電設備の配置と地理的条件に依存する。ウェイクの影響は、特に、風速および風向きに基づいて示される。
【００３６】
発電所ウェイクモデルが適応的に実行されるため、使用されるモデルに存在する可能性のある誤差と不正確さは、モデルを適応させることで有利に修正される。例えば、これにより、風力発電所の環境に新しく建設された風力発電設備や、建物の建設や森林伐採の結果としての地理的構造の変化に適切に対応することができる。適応は、すべての既知の自己学習方法を使用して有利に実装できる。
【００３７】
一実施形態では、異なる発電所ウェイクモデルに基づいて異なるシェーディングマトリックスが提供され、シェーディングマトリックスの１つは、パラメータ、特に、大気安定性を示すパラメータに基づいて選択されるか、テーブル間で補間される。
大気の安定性を示すパラメータは、例えば、天気予報から抽出するか、風力発電所の環境にある適切な測定機器を使用して別の方法で決定することができる。パラメータは、安定した空気成層の場合と不安定な空気成層の場合、または測定または予測された乱流強度または乱流運動エネルギーの場合とはかなり異なる、標高にわたる温度勾配を含むことが好ましい。代替的または追加的に、夜間の空気成層化は日中よりも安定していることが知られているため、昼と夜を区別することができる。一例では、２つの異なるシェーディングマトリックスを提供することができ、別の例では、大気安定性を示す異なるパラメータに基づいて３つ以上の異なるシェーディングマトリックスを提供することもできる。
【００３８】
一実施形態では、異なる発電所ウェイクモデルは、各場合の異なるウェイク減衰定数に基づいている。ウェイク減衰定数は、風力発電設備のウェイクで風速がどれだけ大きく低下するか、風力発電設備によって生成された乱気流が風力発電設備に続いてキャンセルされる速度を示す。この相殺は、例えば、大気の安定性などの気象パラメータに依存する。
一実施形態では、この方法は、特に、推定される利用可能な電力における誤差を補正するためのローパスフィルタリングを含む。例えば、誤差や過渡応答に基づく高頻度で短期的な変化は、ローパスフィルタ処理によって無視され、推定の障害にはならない。
【００３９】
一実施形態では、風力発電所の利用可能な電力は、実質的にリアルタイムで提供される。信号が実質的にリアルタイムで提供されるため、ネットワーク事業者の要件、特に、ネットワークの過負荷時の補償支払い、および特に正の平衡電力供給または負の平衡電力供給などの設備管理に関する要件を遵守することができる。「実質的に」リアルタイムでの要件は、アプリケーションによって課せられ、本発明による解決策は、風力発電所の利用可能な電力または遡及的計算のみを可能にする変数を提供するために実行時に時間のかかるシミュレーションおよび複雑な計算が必要ないという事実によりコンプライアンスを可能にする。
【００４０】
一実施形態では、風力発電設備の１つの利用可能な電力を確認するときに、例えば、空気圧および／または温度によって決定される空気密度が考慮される。空気密度を考慮することにより、利用可能な電力をより正確に決定される。
一実施形態では、拡張されたシェーディングマトリックスを考慮して、各風力発電設備の効果的な風向きが確認される。よって、この実施形態では、風速に加えて、個々の設備の風向きが互いに大幅に異なる可能性があるため、さらなる評価に有利に使用できるシェーディングマトリックスに基づいて有効な風向きも得ることができる。複雑な地形で。代替的または追加的に、特に、最大出力に到達する際に重要となる各風力発電設備の出力および／または中断されない風速は、シェーディングマトリックスによって、別の実施形態で推測される。
【００４１】
一実施形態では、風力発電所のネットワークの損失が考慮される。これにより、発電所で利用可能な電力を、より正確に確認することができる。
一実施形態では、風力発電所内の風力発電設備のさらなる制限、特にネットワークまたは平衡電力に起因しない、技術的理由、保守、低騒音運転および／またはシャドーイングを含む制限が考慮される。
【００４２】
本発明によれば、この目的は、複数の風力発電設備を有する風力発電所によっても達成され、風力発電所はコントローラを備えている。コントローラは、本発明による方法を実行するように設定されている。
この目的は、本発明による風力発電所の風力発電設備によっても達成され、風力発電設備はコントローラを備えており、コントローラは、本発明に係る方法の方法ｅ）に従って利用可能な電力を確認するように設計される。
【００４３】
さらなる構成および利点は、添付の図を参照して以下に説明される。
【図面の簡単な説明】
【００４４】
【図１】風力発電設備を概略的に示す図。
【図２】風力発電所の概略図。
【図３】風力発電所の利用可能な電力を決定するための第１の方法を概略的に示す図。
【図４】風力発電所の利用可能な電力を決定するための第２の方法を概略的に示す図。
【図５】風力発電所の利用可能な電力を決定するための第３の方法を概略的に示す図。
【図６】風力発電所の利用可能な電力を決定するための第４の方法を概略的に示す図。
【図７】風力発電所の利用可能な電力を決定するための第５の方法を概略的に示す図。
【図８】風力発電所の利用可能な電力を決定するための第６の方法を概略的に示す図。
【図９】等価風速の決定に基づくアルゴリズムを説明するためのブロック図を示す図。
【発明を実施するための形態】
【００４５】
図１は、風力発電設備１００の概略図を示す。風力発電設備１００は、タワー１０２と、タワー１０２上のナセル１０４とを有している。３つのロータブレード１０８を有する空力ロータ１０６とスピナ１１０とは、ナセル１０４に設けられている。空力ロータ１０６は、風力発電設備の運転時に風によって回転させられ、それにより、空力ロータ１０６に直接結合された発電機の電気力学的ロータも回転させる。発電機は、ナセル１０４に配置され、電気エネルギーを生成する。
【００４６】
図２は、一例として、同一または異なる３つの風力発電設備１００を有する風力発電所１１２を示している。したがって、３つの風力発電設備１００は、基本的に、風力発電所１１２における任意の所望の数の風力発電設備を表す。風力発電設備１００は、電力、特に発電電流を、発電所ネットワーク１１４を介して提供する。個々の風力発電設備１００によってそれぞれ生成された電流または電力が追加され、変圧器１１６が通常提供され、発電所内の電圧を昇圧してから、一般にＰＣＣとも呼ばれる給電ポイント１１８で供給ネットワーク１２０に給電する。図２は、例えば、コントローラが自然に存在する場合であっても、コントローラを示さない風力発電所１１２の単純化された図にすぎない。発電所ネットワーク１１４はまた、例えば、各風力発電設備１００の出力に存在する変圧器によって、例えば、他の１つの例示的な実施形態だけを挙げると、異なって構成されてもよい。
【００４７】
風力発電所１１２は、例えば、ネットワーク関連の電力削減の場合に、削減された電力で動作させることができる。この場合、風力設備１００の１つ以上または全ては、風状況に対して可能な電力よりも低い電力で動作する。Pavailable信号を提供するために、風力発電設備は、そのような低電力運転中に利用可能な電力を確認できなければならない。上述のように、ウェイクにおける風力発電設備１００は、電力削減中に非削減の場合よりも高い風速を経験し、その結果、利用可能な発電所電力が過大評価される。したがって、風力発電所１１２の利用可能な電力を決定する方法の目的は、風力発電設備の電力の合計として、発電所効果を考慮して、例えば、せん断力、地形モデル、および所定の調整された発電所出力、風速、風向きに対する発電所計画に基づいて、風力発電所の利用可能な電力を取得することである。
【００４８】
本発明によれば、この考察は、後続の図を参照して説明するように、少なくとも1つの風速および風向き、および発電所ウェイクモデルを使用した風力発電所の調整の関数として、風力発電所１１２内の風力発電設備１００のそれぞれの少なくとも1つの有効風速を決定するシェーディングマトリックス２００を使用して、達成される。シェーディングマトリックス２００を実装するための様々な方法は、図３から図８を参照して以下で詳細に説明される。
【００４９】
図３は、シェーディングマトリックス２００を使用して風力発電所１１２の利用可能な電力を決定するための第１の方法ａ）を概略的に示している。図中の角が丸い境界線は、個々の方法ステップまたは計算に関連する、風力発電所、個々の設置コントローラ、発電所コントローラまたは発電所コンピュータの階層的または構造的責任を模式的に組み合わせている。
【００５０】
図３および後続の図４〜図８に示される風力発電所１１２は、厳密なマトリックス配置で配置された９つの風力発電設備１００を含む。言うまでもなく、これは実際の風力発電所１１２の非常に単純な例に過ぎず、本発明による教示は、任意の所望の風力発電所にも同様に適用できる。風力発電所１１２は、象徴的に左から流入する風１３０を有し、その結果、３つの風力発電設備１３２が自由に流入する風を有する。別の風力発電設備１３４は、自由に流入する風を伴う風力発電設備１３２のウェイク内にあり、風速の低下を経験する。
【００５１】
第１のステップ３１０では、自由に流入する風を有する設備１３２が風力設備１００から選択または決定される。ステップ３１０の決定は、風向きに基づいて実行される。
次に、ステップ３２０において、自由に流入する風を伴う風力発電設備１３２の中断されない風速および風向きが決定される。中断されない風速および風向きは、ロータの影響を受けない風速に対応する。それは、図９を参照して詳細に説明される風推定器を使用して確認されることが好ましい。代わりに、乱れのない風速は、風力設備に適切な補正を施した風速計などによっても決定できる。
【００５２】
確認された中断されていない風速および風向き
2020510781.tif 000005
は、平均風速および風向き
2020510781.tif 000006
を得るために、ステップ３３０において平均化される。図３において、風速および風向きは、例えば、風ベクトルとして表される。平均値は、風のベクトルの合計を、風が自由に流入する風力発電設備１３２の数ｎfreiで割ったものとして表される。この平均値の形成は一例にすぎず、他の関数も同様に使用して平均値を形成できることに注意すべきである。平均風速および風向き
2020510781.tif 000007
とともに、風力発電所の非制限運転中の電力Ｐnomがステップ３４０において使用され、シェーディングマトリックス２００を考慮に入れて各風力発電設備の有効な風速ｖ1…nが取得される。風力発電所が、例えば、ネットワーク要件のために、より低いスロットル電力Ｐgedrではなく、許容最大電力で運用されている場合、無制限の運用が存在する。
全ての風力発電設備の代替として、自由に流入する風の風力発電設備１３２は、ステップ３４０から完全にまたは部分的に除外することができ、自由に流入する風の風力発電設備１３２の利用可能な電力は、ステップ３２０で決定された風速の電力曲線に基づいて直接確認することができる、すなわち、ステップ３２０で決定された風速は、この実施形態では、自由に流入する風を伴う風力発電設備の有効風速に対応する。
【００５３】
ステップ３５０において、各風力発電設備の有効風速ｖ1…nは、発電所を通る風の場の広がりのために修正される。発電所を通るフロー時間は、例えば、風速、例えば、推定風速に対する流入方向の風力発電所１１２の範囲の商として決定される。ステップ３５０における修正の他の可能性も可能である。ステップ３５０における修正は、風力発電所を通る発電所レイアウト依存のフロー遅延に対応する。
【００５４】
修正された有効風速は、ステップ３６０で電力曲線ＰLKに基づいて設置依存の電力値に変換され、合計されて、発電所の利用可能な電力Ｐverfg,Parkに転送される。
図４は、風力発電所１１２の利用可能電力を決定するための第２の方法ｂ）を概略的に示す。第１の方法ａ）と同様に、自由に流入する風の風力設備１３２は、まず第２の方法ｂ）に従って決定される。ステップ３１０およびそれらの風速および風向はステップ３２０で決定される。
【００５５】
有効風速ｖ1…n, 1…nfreiは、ステップ４３０において、風力発電設備の決定された風速および風向のそれぞれについて、非風力発電所用のシェーディングマトリックス２００を使用して、風力発電設備１００ごとに決定される。したがって、自由に流入する風ｎfreiのある風力発電設備のｎ個の風力発電所１１２における風力発電設備１００のそれぞれについて、ステップ４３０で有効風速ｖi, 1…nfreiがそれに応じて決定される。
【００５６】
風力発電設備ごとに、次に、ステップ４４０で、この風力発電設備の有効風速の平均値が決定され、設置固有の方法で確認された平均有効風速の出力曲線に基づいて、各風力発電設備の利用可能な電力が確認される。
別の実施形態では、自由に流入する風を伴う風力発電設備１３２は、ステップ４３０および４４０から完全または部分的に除外することができ、ステップ３２０で決定された風速の出力曲線に基づいて、自由に流入する風を伴う風力発電設備１３２の利用可能な電力を直接決定することができる。
【００５７】
確認された利用可能な電力Ｐ1…nは、ステップ４５０で修正され、これは、ステップ３５０のように、風力発電所を通る発電所レイアウト依存のフロー遅延に対応する。違いは、２番目の方法ｂ）で、確認された有効風速ではなく、利用可能な電力Ｐ1…nが補正されることだけである。
最後に、風力発電所１１２の利用可能な電力を取得するために、利用可能な電力がステップ４６０で合計される。
【００５８】
図５は、風力発電所１１２の利用可能電力を決定するための第３の方法ｃ）を概略的に示す。第１の方法ａ）および第２の方法ｂ）とは対照的に、風力発電所１１２の全ての風力発電設備１００が選択される。第３の方法ｃ）ステップ５１０で、それらの風速および風向きがステップ５２０で決定される。途切れない風速および風向きｖSchatz, 1…nを確認する方法およびステップ５２０は、ステップ３２０の方法に対応することができ、すなわち、例えば、図９を参照して説明する風推定器の助けを伴って実行することができる。
【００５９】
３番目の方法ｃ）は、全ての風力発電設備の風速および風向きを最適に相関させることを目的とした反復法である。この目的のために、ステップ５３０で、シェーディングマトリクス２００に基づいて、有効な発電所風速
2020510781.tif 000008
が設定され、各風力発電設備のモデル速度
2020510781.tif 000009
が、調整された電力Ｐgedrに対して決定される。設定された発電所速度
2020510781.tif 000010
に起因するモデル化された風速および風向き
2020510781.tif 000011
は、中断されていない個々の風速および風向き
2020510781.tif 000012
と相関しており、両方の変数の相関の尺度はステップ５４０で決定される。図５の例では、両方から二次距離が決定され、この距離は、最適な相関を実現するために可能な限り短くすることを目的としている。この目的のために、相関が特定の品質を達成するまで、設定された発電所の風速
2020510781.tif 000013
が適応される。全ての反復最適化アルゴリズムは、示されている最小二乗法の代替として使用される。
次に、ステップ５５０において、シェーディングマトリクス２００を考慮して最適化された発電所の有効風速
2020510781.tif 000014
が決定され、電力Ｐnomを有する非調整の風力発電所の場合、各風力発電設備の有効風速ｖｉが決定される。
次に、ステップ５６０で、各風力発電設備の電力曲線と確認された有効風速を使用して、発電所の利用可能な電力Ｐverfg,Parkを決定し、合計することができる。
図６は、風力発電所１１２の利用可能な電力Ｐverfg,Parkを確認するための第４の方法ｄ）を概略的に示す。ステップ５１０および５２０は、図５に示されるステップに対応する。
【００６０】
ステップ６３０で、個々の風速および風向き
2020510781.tif 000015
が、安定した発電所の有効風速および風向きｖpark,1…nを調整された電力Ｐgedrとともに推定するために、反転されたシェーディングマトリックス２００’に供給される。シェーディングマトリクス２００は、シェーディングマトリクス２００’に到達するために、設備固有の方法で反転される。
各風力発電設備について推定された安定した発電所の有効風速
2020510781.tif 000016
は、ステップ６４０で平均化され、平均化された発電所の有効風速
2020510781.tif 000017
は、最大電力Pnomを持つ非調整の風力発電所に対するシェーディングマトリックス２００を用いて、各風力発電設備の有効風速ｖ1…nを決定するために、ステップ６５０で使用される。次に、ステップ６６０で、有効風速ｖ1…nは、それぞれの電力曲線とそれに続く合計を用いて、風力発電所の利用可能な電力Pverfg,Parkを決定するために使用される。
図７は、風力発電所１１２の利用可能な電力を確認するための第５の方法ｅ）を概略的に示している。第１から第４の方法とは対照的に、他の風力発電設備に関する運用情報は必要とされないため、方法ｅ）の大部分は、風力発電設備１００のコントローラで実施される。より具体的には、７１０の下で組み合わされた全てのステップは、個々の風力発電設備で実行される。各風力発電設備は、ブラケット７５０内の空力発電所効率として要約される、個々の設備に作用するシェーディングを考慮に入れて、確認された個々の風速および風向きに基づいて利用可能な電力Ｐverfg,iを確認する。ステップ７２０では、設備固有の推定は、発電所の有効風速
2020510781.tif 000018
を推定するために、調整された電力Ｐgedrを持つ反転されたシェーディングマトリックス２００’を用いた推定が含まれる。そして、これは、シェーディングマトリックス２００および技術的に可能な電力または公称電力Ｐnomを使用して、設備有効風速ｖiを推測するために、ステップ７３０で使用される。そして、設備有効風速ｖiを使用して、電力曲線を使用して利用可能な電力Ｐverfg,iを推定するために、ステップ７４０で使用される。次に、発電所コントローラ７６０は、ステップ７７０で、個々の風力発電設備１００によって送信される利用可能な電力Ｐverfg,iの信号のみを含まなければならない。シェーディングマトリックス２００および反転されたシェーディングマトリックス２００’は、この方法ｅ）で設備固有の方法で提供され、各風力発電設備１００のコントローラに実装される。
【００６１】
図８は、設備固有の速度ｖSchatz,iの代わりに、電力値に基づいてシェーディングを考慮する方法ｅ）の変形である別の方法ｆ）を示している。方法ｆ）でも、風力発電所コントローラ７６０は、ステップ７７０で設備によって提供される利用可能な電力Ｐverfg,iの個々の信号のみを合計しなくてはならない。残りのステップは、方法e）と同様の方法で個々の風力発電設備で実行される。ステップ８１０では、作業ポイントに基づいて、オプションとして風力発電設備からのセンサ信号に基づいて、利用可能な電力が計算される。ステップ８２０において、シェーディング効果を考慮して、シェーディング効果によって訂正された有効電力Ｐverfg,iを提供するために、決定された風向きおよびピッチ角とともに、全ての設備について個別に計算された利用可能な電力Ｐverfgが使用される。
【００６２】
方法ｆ）は、方法ｅ）の個々のステップを１つのステップ８２０、特に、調整された電力に基づいて補間され、反転されたシェーディングマトリックス２００’で、組み合わされ、非調整の技術的に可能な最大供給量のシェーディングマトリックス２００は、方法e）の発電所全体で有効な風速および風向きを使用する中間ステップが、設備または発電所コンピュータで省くことができ、マトリックス２００，２００’の（１回限りの）計算にのみ必要とされるような方法で、組み合わされる。
【００６３】
したがって、シェーディングマトリックスについては、暗黙的に風速にのみ依存する空力効率を形成するための組み合わせがステップ８２０で実行される。ピッチ角αに加えて、電力が削減されていない場合、つまり、技術的に可能な限り最大の供給で操作される最小ピッチ角αminが提供される。
最初に述べたように、ナセル風速計によって決定される風速は、ロータ効果によって定期的に乱される。さらに、ナセル風速計からの測定値は、１０分間以上の長期にわたる平均化の場合にのみ、風力発電設備からの実際の電力値と良好な相関関係があるため、非特許文献１からも収集されるように、現在利用可能な電力の決定には特に適していない。さらに、風速計の測定は、電力の削減と、信号の補正に使用できない、または困難な場合にのみ使用できるその他の影響に大きく依存する。
【００６４】
したがって、最初に同様に述べた２番目の可能性は、図９を参照して以下で説明される、現在の風力発電設備の電力および風力発電設備のブレード角度から利用可能な電力または個々の無停止の風速を計算することである（例えば、フルスケールコンバータを備えた風力発電設備の電力がＤＣ中間回路に供給される）。
風力発電設備の電力が利用可能な電力以下に制限されている場合、機械的な電力の供給は減らさなければならない。これは、ブレードの角度を大きくすることで実行される。この場合、ブレード角度の増加に伴う空力係数Ｃｐ（λ,α）の減少は、一般に先端速度比λに依存する。
【００６５】
風力発電設備が同じチップ速度比で、特に、最適な先端速度比λoptで連続運転されている場合、既知の電力または回転速度制御の結果として風速が変化する場合でも、特定の最適なブレード角度αoptに対するブレード角度の増加の結果、一定の電力が削減される。ブレード角度ごとに電力削減効果が決定される場合、利用可能な電力は、以下の関係式に従って、現在の風力発電設備の電力Ｐistと電力削減係数ｋ（α）＝１−ｃｐ（λopt，α）／ｃｐ（λopt，αopt）から計算される。
【００６６】
【数３】
2020510781.tif 000019
しかし、全ての動作条件下で一定の先端速度比を維持することはできない。特に厳しい削減の場合には、最適値からの逸脱が生じる可能性がある。電力削減係数と推定利用可能電力の間の反比例関係のため、想定電力削減係数の小さな偏差は、特に深刻な削減の場合、利用可能電力を計算するときに、ここで既に誤差になるかもしれない。
【００６７】
これを解決するために、風速に基づいて、したがって風力発電設備の全ての動作ポイントで可能な限り確実に利用可能な電力を推定できるアルゴリズムが現在提案されている。
よって、図９は、提案されたアルゴリズムのブロック図１を示しており、上述の方法に従って中断のない風速ｖSchatzとして使用できる等価風速ｖWindを決定するための提案された方法のブロック図１を示す。
【００６８】
特定の測定変数に基づいて測定できない他の値を観察または推定する２人のオブザーバが、このアルゴリズムで使用される。
図９に示す電力オブザーバ２は、ＤＣ電圧中間回路に供給され測定された電力ＰDCとロータ回転速度ωから、ＤＣ電圧中間回路で利用可能な電力Ｐava,DCとして利用可能な内部電力を決定する。したがって、ＤＣ中間回路（ＰDC）の回転速度（ω）と電力の変数は、測定によって取得される。トランスミッションがない場合、発電機の回転速度（ω）は、ロータの回転速度に対応する。利用可能な内部電力が中間回路（^Ｐava,DC）に基づく利用可能な空力電力とも呼ばれる利用可能な内部電力Ｐava,DCは、状態オブザーバ２を使用して決定または計算される、すなわち、空力電力から 発電機の損失と、場合によっては摩擦や電流変換損失などのさらなる損失が差し引かれる。
【００６９】
電力オブザーバは、回転する単一質量システムの加速方程式とも呼ばれる以下の簡略化されたシステム記述に基づいている場合がある：
【００７０】
【数４】
2020510781.tif 000020
この式では、ｊは、風力発電設備の回転質量の慣性モーメントを示し、ωは、風力発電設備の回転速度を示し、ＴmechおよびＰmechは、風によりシャフトに生じるトルクと電力をそれぞれ示し、Ｔel／Ｐelは、それぞれ、発電機の電気機械的トルクと出力を示す。ここで、ドットは時間に関する変数の導関数を示している。機械的出力を超える発電機の出力が一定期間にわたって消費されると、風力発電設備は結果的に減速する。
【００７１】
電力オブザーバ２について、上記の回転単一質量システムの加速方程式から進むと、回転速度（ω）と機械的トルク（Ｔmech）の状態変数を持つ次の風力発電設備の状態空間モデルが設定される。
【００７２】
【数５】
2020510781.tif 000021
ここで使用される変数のうち、機械的トルクＴmechを測定することは不可能であるため、状態オブザーバを介して測定データから機械的トルクを計算する必要がある。さらに、回転速度信号はしばしば低解像度および低サンプリングレートでのみ測定されるため、この値についても状態観測が提案される。適切なオブザーバ構造は、詳細については、非特許文献４を参照して次のように定式化される。
【００７３】
【数６】
2020510781.tif 000022
ここで、回転速度ωの測定された入力変数と電気トルクＴel＝ＰDC／ωとは対照的に、観測された変数は＾ＰDCで示され、ＤＣ電圧中間回路に供給される電力である。２つのパラメータｋωおよびｋTとは、動的な動作に影響を与え、時間離散実装の場合は、状態オブザーバの安定性にも影響するため、これらの側面を考慮して選択する必要がある。
【００７４】
空力電力^Ｐava,DCは、回転速度およびトルクの生産によって計算される。そして、これは、決定された利用可能な中間電力Ｐava,DCに対応する。
利用可能な中間電力Ｐava,DCを決定するための入力変数は、ＤＣ中間回路に給電される測定された電力ＰDCおよび風力発電設備回転速度ωである。そして、利用可能な電力は、ＤＣ中間回路Ｐava,DCに関連して、出力値である。風力発電設備は、特定の状況下では、電力ＰDCが現在利用可能な風力に対応する安定した動作ポイントにないため、このオブザーバは重要であって、風力発電設備は、代わりに、通常の動作中にほぼ恒久的に加速または減速し、エネルギーは回転の運動エネルギーから取得されるネットワークサポートの通常の回転速度・電力特性から逸脱している可能性がある。
【００７５】
発電機の損失ＰVgenは、ＤＣ中間回路に関連する利用可能な内部電力Ｐava,DCに追加される。これらの損失は、動作中の測定によって決定するか、（オプションで温度測定値を考慮に入れて）各発電機の動作ポイントの特性から収集することができる。さらに、関連する場合、摩擦および電流変換損失もそれに追加される。この追加の結果は、風力発電設備の利用可能な発電機入力電力であって、簡略化された方法でＰmechと呼ばれる。この計算では、現在の発電機損失の代わりに、利用可能な最大入力電力に予想される発電機損失を使用すべきである。
【００７６】
この電力と測定された風力発電設備の回転速度ωと現在のブレード角度αとは、２番目のオブザーバである風オブザーバ４のための入力値として使用される。後者は、現在のブレード角度αで利用可能な電力をもたらす風速ｖwindを観察する。原則として、これは方程式の解νに関連する。
【００７７】
【数７】
2020510781.tif 000023
ここで、Ｐmechが電力オブザーバ２から既知であると仮定すると、ρは、空気密度を示し、Ａは、ロータ面積を示し、Ｃｐ（λ，α）は、先端速度比λとブレード角度αに依存する電力係数を示す。これは、風速νが先端速度比λ＝ωＲ／νを介して直接的および間接的に含まれる非線形方程式である（順に、ωは、rad/s内の風力発電設備の回転速度を示し、Ｒは、空力ロータの半径を示す）。それに対する様々な解決策は、非特許文献２から知られている。
【００７８】
方程式の非線形特性のため、風オブザーバの基礎として風速を決定するための非線形アプローチが有利であることがわかったため、この点に関しては、浸漬と不変性というフレーズの下にリストされている非特許文献２，３が参照される。
しかしながら、非特許文献２，３とは対照的に、ここで提案する解決策で風オブザーバ４の入力変数として使用されるのは、測定された風力発電電力ではなく、電力オブザーバ２によって決定または計算される利用可能な内部電力である。これは、風力発電設備の過渡運転（すなわち、強力な加速または減速の場合、例えば、回転の運動エネルギーからエネルギーが取得されるネットワークサポート）における風オブザーバ４の正しい、少なくとも望ましい機能にとって重要である。
【００７９】
好ましくは、風オブザーバ４は、風力発電設備の利用可能な電力Ｐava（αopt，λopt）も追加的に出力する。これは、最適なブレード角度αoptと最適な先端速度比λoptが設定されている場合、風オブザーバ４によって決定された、等価風速νWindで風力発電設備によって生成される電力である。例として、これは、指定された条件（最適なブレード角度αoptと最適な先端速度比λopt）での風と生成された電力の既知の関係を考慮して、等価風速νWindに基づいて計算される。例として、適切な特性が、この目的のために保存される。さらに、風速、回転速度、ロータ直径から計算できる現在の先端速度比λを出力することが提案されている。上述した利用可能な電力Ｐverf（αopt，λopt）は、発電所の影響によって補正されていない利用可能な電力になる。例えば、方法ａ）〜ｅ）は、発電所で利用可能な電力を決定するための入力変数として決定された等価風速νWindに直接基づいているが、方法ｆ）は、利用可能な電力Ｐverf（αopt，λopt）に基づいている。
【００８０】
提案された解決策は、風力エネルギーを有する正および負のバランスエネルギー、一次バランスエネルギーと二次バランスエネルギーの両方のアプリケーションに使用される。ここでは、特に、精度の向上が重要になる場合がある。この解決策は、第２のナセル風速計の代替として使用される。
中断されない風速を正確に決定することによって、少なくとも後者を高精度で決定することにより、多くの動作状態で風力発電設備の最大利用可能電力を計算することができる。これにより、風力発電設備または風力発電所が利用可能な電力を下回る特定の値だけ電力を削減する必要がある場合、提供される負の平衡電力など、正確な、少なくとも比較的正確な決定が可能になる。さらに、例えば、安全性に関する要件を満たすための第２の風速計の要件は、ハードウェアではなくソフトウェアによって解決される。
【００８１】
提案された解決策は、少なくとも以前から知られている解決策に対する改善である。風速を決定するコアの問題は、空気力学的力の方程式を解くことである：
【００８２】
【数８】
2020510781.tif 000024
ここで、ρは、空気密度を示し、Ａは、同義語としてロータブレードエリアとも呼ばれるロータエリアを示し、νは、風速を表し、Ｃｐ（λ，α）は、先端速度比λとブレード角度αの関数としての電力係数を示している。厳密に言えば、この式は発電機のロータでのロータの機械的動力を表しているが、測定された電力と推定または計算された発電機の損失からほぼ決定でき、したがって、ノイズに悩まされる変数として知られていると仮定することができる。未知のνについて、この方程式を解くのが難しいのは、直接（ν３）および先端速度比λ＝ωｍＲ／ν（ωｍは、もう一度、風力発電設備の回転速度をｒａｄ／ｓで示す）を介して、方程式への変数の２つの入力にある。
【００８３】
非特許文献３に示すように、非特許文献２による数値的に効率的かつ正確な解は、「没入および不変性」の原理に従ってオブザーバを介して取得される。このため、次の状態方程式システムが実装されている：
【００８４】
【数９】
2020510781.tif 000025
【００８５】
【数１０】
2020510781.tif 000026
ここで、
2020510781.tif 000027
、Ｊは、風力発電設備のロータの慣性モーメントを示し、Ｐmechは、電力オブザーバによって推定され、発電機の損失を加える発電機の利用可能なＤＣ電力を示し、γ＞０は、フィルタの調整可能な適応パラメータであって、ρは、空気圧を示し、Ａは、ロータエリアを示し、γは、風力発電設備のロータ半径を示している。時間に関する変数
2020510781.tif 000028
の導関数は、ドットで示されている。
風オブザーバの出力値は、この状態方程式系を数値的に解くことにより計算される。ここで、数式（３）で計算された変数
2020510781.tif 000029
が、推定風速νWindを形成する。推定された先端速度比λは、前述の式に従って、測定された回転速度と推定された風速から現れる。利用可能な電力は、推定最適動作点での風力発電設備で発生する損失と、この利用可能な電力の制限につながる可能性のある技術的または運用上の制限を考慮しながら、数式（１）の解から現れる。
非特許文献３で説明されている解決策に関連してここで説明されている風オブザーバの決定的な変更は、（数式（２））の計算に、別のオブザーバによって推定される利用可能な電力の使用にある。対照的に、部分負荷範囲の風力発電設備は、常に最適な動作ポイントの近くで動作するという仮定の下で、測定された電力または電気トルクが、非特許文献３]で直接使用される。しかしながら、実際には、現在の電力と、最適な動作ポイントで達成可能な電力、または風速が変化する場合の加速および減速プロセスのために風で利用可能な電力との間に大きな偏差があり、部分的には、エネルギーが回転の運動エネルギーから取得されるネットワーク周波数サポートなどの特定の要件のために必要に応じて、全ての動作ポイントで風速を正確に決定するための風オブザーバによって、空力パワー方程式を解く前に利用可能なパワーの個別の決定が提案される。
【００８６】
非特許文献３に示されている解決策に関するさらなる偏差は、電力係数ＣＰ（λ，α）を決定するときに、現在のブレード角度αを考慮することから成る。これは、ブレード角度は、通常、風力発電設備の短縮運転における最適なブレード角度よりも大きいため、風オブザーバを使用して、可能な限り最大出力を決定するために決定的に重要である。その結果、最大利用可能電力を決定するために、風オブザーバによって推定された風速と、この風速と最適なブレード角度αoptと、最適な先端速度比λopt、すなわち、ＣＰ（λopt，αopt）と、推定風速を用いた最適な空力数式（１）、および最適なＣＰ（λopt，αopt）が有利である。
【００８７】
例えば、非特許文献５から代替の複雑なモデルが知られている。
その結果、強力な削減の場合に利用可能な電力を決定する精度の改善が作成される。
図９を参照して示される解決策の特定の利点は、
−可能な場合、風力発電設備が稼働している全ての作業ポイントで利用可能な電力を決定し、
−特に、ネットワークサービスを提供する場合、風力発電設備が安定した動作ポイントから逸脱する動作状態を考慮し、
−センサシステムを追加せずにロータプレーンの等価風速を決定し、さらに、
−適切な実装の場合、風力発電設備の回転速度と加速度を非常に正確な方法で決定する。
【００８８】
図３から図８で説明した方法と共同で検討すると、利用可能な発電所電力の特に優れた、シンプルで正確な決定を組み合わせて実現される。
【図１】
2020510781.tif 000030
【図２】
2020510781.tif 000031
【図３】
2020510781.tif 000032
【図４】
2020510781.tif 000033
【図５】
2020510781.tif 000034
【図６】
2020510781.tif 000035
【図７】
2020510781.tif 000036
【図８】
2020510781.tif 000037
【図９】
2020510781.tif 000038
【手続補正書】
【提出日】令和1年8月26日(2019.8.26)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法であって、前記風力発電所は、そのブレード角度が調整可能なロータブレード（１０８）を有するロータ（１０６）を有する複数の風力発電設備（１００）を備え、
少なくとも１つの風速および風向および発電所のウェイクモデルを用いて調整する風力発電所の関数として、前記風力発電所（１１２）の前記風力発電設備（１００）のそれぞれの少なくとも１つの有効風速を決定するシェーディングマトリックス（２００）を提供することを含み、
前記有効風速に基づいて、前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力が決定される、
方法。
【請求項２】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
特定の風向きに対して自由に流入する風のある前記風力発電設備（１３２）を決定する（３１０）ステップと、
自由に流入する風のある前記風力発電設備（１３２）の無停止の風速および風向きの平均値として、平均の風速および風向きを確認する（３３０）ステップと、
未調整の風力発電所のシェーディングマトリックス（２００）を考慮して、平均の風速および風向きから、自由に風が流入しない少なくとも前記風力発電設備のそれぞれに対するそれぞれの風力発電設備の有効な風速を確認するステップと、
電力曲線と確認された有効な風速に基づいて、前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認するステップと、
前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（３６０）ステップと、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項３】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
特定の風向きに対して自由に流入する風のある前記風力発電設備を決定する（３１０）ステップと、
自由に流入する風のある全ての前記風力発電設備の風速および風向きを決定する（３２０）ステップと、
自由に流入する風のある前記風力発電設備の風速および風向きのそれぞれに対して調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、自由に風が流入しない前記風力発電設備の少なくともそれぞれの有効な風速を確認する（４３０）ステップと、
自由に風が流入する各風力発電設備について確認された有効な風速の平均値として、少なくとも自由に風が流入しない前記風力発電設備のそれぞれについて、設備固有の平均有効風速を確認する（４４０）ステップと、
電力曲線および設備固有の方法で確認された平均有効風速に基づいて、前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認する（４４０）ステップと、
各風力発電設備の利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（４６０）ステップと、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項４】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
前記風力発電設備（１００）の個々の風速および風向きを確認する（５２０）ステップと、
シェーディングマトリックスと風力発電所の調整を考慮して、発電所に有効な風速と風向きの設定に基づいて、モデル化された風速および風向きを計算する（５３０）ステップと、
個々の風速および風向きとモデル化された風速および風向きとの比較に基づいて、設定された発電所に有効な風速および風向きを最適化する（５４０）ステップと、
調整されていない風力発電所のためのシェーディングマトリックスを考慮して、最適化された発電所の各風力発電設備の有効な風速および風向きから、各風力発電設備のそれぞれの有効な風速を確認する（５５０）ステップと、
それらの電力曲線および確認された有効風速に基づいて、前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を確認する（５６０）ステップと、
前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を確認する（５６０）と、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項５】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
前記風力発電設備（１００）の個々の風速および風向きを確認する（５２０）ステップと、
それぞれの前記風力発電設備および前記風力発電所調整の個々の風速および風向きに基づいて、安定した発電所の有効風速および風向きを推定するために、前記風力発電設備のそれぞれに対して前記シェーディングマトリックスを反転させる（６３０）ステップと、
全ての推定された発電所の有効風速および風向きを平均化する（６４０）ステップと、
調整されていない風力発電所のための前記シェーディングマトリックスを考慮して、平均化された発電所の有効風速および風向きから、それぞれの風力発電設備（１００）の有効風速を確認する（６５０）ステップと、
それらの電力曲線および確認された有効風速に基づいて、前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を確認する（６６０）ステップと、
前記風力発電設備（１００）のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（６６０）と、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項６】
前記風力発電所（１１２）の利用可能な電力を決定する方法は、
前記風力発電設備の個々の風速および風向きを確認する（５２０）ステップと、
それぞれの前記風力発電設備および前記風力発電所調整の個々の風速および風向きに基づいて、安定した発電所の有効風速および風向きを推定するために、前記風力発電設備のそれぞれに対して前記シェーディングマトリックスを反転させる（７２０）ステップと、
調整されていない風力発電所のための前記シェーディングマトリックスを考慮して、それぞれ推定された安定した発電所の有効風速および風向きから、各風力発電設備の有効風速を確認する（７３０）ステップと、
それらの電力曲線およびそれぞれの確認された有効風速に基づいて、前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を確認する（７４０）ステップと、
前記風力発電設備のそれぞれの利用可能な電力を合計することにより、前記風力発電所の利用可能な電力を確認する（７７０）ステップと、
を含む、
請求項１に記載の方法。
【請求項７】
前記方法のステップは組み合わされ、１つ以上の中間変数の決定を省くことを可能とする、
請求項６に記載の方法。
【請求項８】
少なくとも１つの前記風力発電設備に対する前記風力発電設備の動作ポイントに基づいて、前記風力発電設備のロータに平均的に作用する風速および風向きを決定するステップを、さらに備えた、
請求項１から７のいずれか１項に記載の方法。
【請求項９】
前記風力発電設備の前記ロータに平均的に作用する風速は、以下の方法の少なくとも１つによって決定される。
−回転速度、空力およびピッチ角の関数として、少なくとも風速の３次元テーブルからの補間、
−先端速度比およびピッチ角の関数として、特性のファミリに基づく反復、
請求項８に記載の方法。
【請求項１０】
前記風力発電所（１１２）を通じて、風場の広がりに基づいて、前記風速および前記風向き、および／または、前記風力発電設備（１００）の少なくとも１つに対する利用可能な電力を修正するステップを、
さらに備えた、
請求項１から９のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１１】
前記修正は、加重スライド平均値の形式で実行される、
請求項１０に記載の方法。
【請求項１２】
前記スライド平均値は、フロー時間に基づいて調整される、
請求項１１に記載の方法。
【請求項１３】
前記方法は、請求項２から６に記載の方法の少なくとも２つを実施し、前記少なくとも２つの方法間の比較試験を可能にし、および／またはパラメータに基づいて実施された方法の１つを選択する、
請求項１から１２のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１４】
前記シェーディングマトリックス（２００）は、前記発電所の有効風速および風向きと最大発電所電力とに基づいて、テーブルとして、前記風力発電設備（１００）のそれぞれについて保存される、
請求項１から１３のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１５】
前記シェーディングマトリックス（２００）は、代替として、または、前記最大発電所電力に加えて、最大設備電力から決定される、
請求項１から１４のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１６】
発電所ウェイクモデルは適応型であって、環境の変化に適応するための、および／または前記発電所ウェイクモデルのエラーを修正するための自己学習法を備えている、
請求項１から１５のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１７】
異なる発電所ウェイクモデルに基づいて異なるシェーディングマトリックス（２００）が提供され、前記シェーディングマトリックス（２００）の１つは、パラメータに基づいて選択される、あるいは、異なるシェーディングマトリックス間で補間される、
請求項１から１６のいずれか１項に記載の方法。
【請求項１８】
前記異なる発電所ウェイクモデルは、それぞれのケースにおいて、異なるウェイク減衰定数に基づく、
請求項１７に記載の方法。
【請求項１９】
前記方法は、誤差を修正するためのローパスフィルタリングを含む、
請求項１から１８のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２０】
前記風力発電所の利用可能な電力は、実質的にリアルタイムで提供される、
請求項１から１９のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２１】
空気密度は、前記風力発電設備（１００）の１つの利用可能な電力を確認する時に考慮される、
請求項１から２０のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２２】
各風力発電設備の有効な風向きは、前記シェーディングマトリックス（２００）を考慮して、確認される、
請求項１から２１のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２３】
前記風力発電所（１１２）のネットワーク（１１４）のロスが考慮される、
請求項１から２２のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２４】
技術的理由、メンテナンス、低騒音運転および／またはシャドーイングを含む、前記風力発電所における前記風力発電設備のさらなる制限が考慮される、
請求項１から２３のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２５】
複数の風力発電設備（１００）を備えた風力発電所であって、
前記風力発電所（１１２）は、コントローラを有し、前記コントローラは、請求項１から２４のいずれか１項に記載の方法を実行するように設定される、
風力発電所。
【請求項２６】
前記風力発電設備（１００）は、コントローラを有し、前記コントローラは、請求項６または７に記載の利用可能な電力を確認するように設計されている、
請求項２５に記載の風力発電所の風力発電設備。
【請求項２７】
前記風力発電所（１１２）を通じて、風場の広がりに基づいて、平均的な風速および風向き、および／または、前記風力発電設備（１００）の少なくとも１つに対する利用可能な電力を修正するステップを、
さらに備えた、
請求項１０に記載の方法。
【請求項２８】
前記スライド平均値は、風速の平均値に基づいて調整される、
請求項１２に記載の方法。
【請求項２９】
前記シェーディングマトリックス（２００）の１つは、大気安定性を示すパラメータに基づいて選択される、
請求項１７に記載の方法。
【請求項３０】
前記方法は、推定利用可能な電力の誤差を修正するためのローパスフィルタリングを含む、
請求項１９に記載の方法。
【請求項３１】
前記空気密度は、空気圧および／または温度によって決定される、
請求項２１に記載の方法。
【請求項３２】
前記風力発電所における前記風力発電設備のさらなる制限は、ネットワークまたは電力バランスによらない制限である、
請求項２４に記載の方法。
【国際調査報告】
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2020510781.tif 000042
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