BR102015012586B1

BR102015012586B1 - Dispositivo de computação de calibração de nacela e método para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico

Info

Publication number: BR102015012586B1
Application number: BR102015012586-0A
Authority: BR
Inventors: Peter Alan Gregg; Colin Craig Mcculloch; Manisha Srivastava; Megan Michela Wilson; Siddhanth CHANDRASHEKAR; Vineel Chandrakanth Gujjar
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2014-05-30
Filing date: 2015-05-29
Publication date: 2022-09-20
Also published as: EP2949924A1; DK2949924T3; US10138873B2; BR102015012586A2; CA2892898A1; CN105221356B; ES2957796T3; US20150345476A1; EP2949924B1; CN105221356A; CA2892898C

Abstract

DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA E MÉTODO IMPLANTADO POR COMPUTADOR Trata-se de um método implantado por computador para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas (91) em um parque eólico (82) que é implantado por um dispositivo de computação de calibração de nacela (105) que inclui um processador (115) e um dispositivo de memória (110) acoplado ao processador. O método inclui identificar (610) pelo menos duas turbinas eólicas associadas incluídas dentro do parque eólico em que cada turbina eólica associada inclui informações de local, determinar (620) uma pluralidade de recursos de ativação previstos para as turbinas eólicas associadas com base pelo menos parcialmente nas informações de local de cada turbina eólica associada, recuperar (630) uma pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados às turbinas eólicas associadas, determinar (640) uma pluralidade de recursos de ativação atuais com base na pluralidade de dados de desempenho de histórico, identificar (650) uma variância entre os recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais, e determinar (660) um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas associadas com base na variância identificada.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] O campo da presente invenção refere-se, em geral, a turbinas eólicas, e, mais particularmente, a métodos e sistemas para calibragem de posição de nacela em parques eólicos.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] Em muitos parques eólicos conhecidos, a direção do vento é um importante valor de medição. Em pelo menos alguns parques eólicos conhecidos, a direção do vento pode ser determinada com base no número chamado posição de nacela. A posição de nacela é inicialmente definida no tempo de comissionamento de uma turbina eólica. No entanto, algumas turbinas eólicas conhecidas podem desviar de orientação da posição de nacela calibrada inicial.

[003] De modo a utilizar de forma eficaz a posição de nacela como um valor de proxy para determinar a direção do vento, métodos eficazes de recalibragem de posição de nacela podem ser exigidos.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[004] Em uma realização, é fornecido um método implantado por computador para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico. O método é implantado por um dispositivo de computação de calibração de nacela que inclui um processador e um dispositivo de memória acoplado ao processador. O método inclui identificar pelo menos duas turbinas eólicas associadas incluídas dentro do parque eólico em que cada turbina eólica associada inclui informações de local, determinar uma pluralidade de recursos de ativação previstos para as turbinas eólicas associadas com base pelo menos parcialmente nas informações de local de cada turbina eólica associada, recuperar uma pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados às turbinas eólicas associadas, determinar uma pluralidade de recursos de ativação atuais com base na pluralidade de dados de desempenho de histórico, identificar uma variância entre os recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais, e determinar um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas associadas com base na variância identificada.

[005] Em uma realização adicional, é fornecido um dispositivo de computação de calibração de nacela para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico. O dispositivo de computação de calibração de nacela inclui um processador e uma memória acoplada ao processador. O processador é configurado para identificar pelo menos duas turbinas eólicas associadas incluídas dentro do parque eólico em que cada turbina eólica associada inclui informações de local, determinar uma pluralidade de recursos de ativação previstos para as turbinas eólicas associadas com base pelo menos parcialmente nas informações de local de cada turbina eólica associada, recuperar uma pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados às turbinas eólicas associadas, determinar uma pluralidade de recursos de ativação atuais com base na pluralidade de dados de desempenho de histórico, identificar uma variância entre os recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais e determinar um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas associadas com base na variância identificada.

[006] Em outra realização, é fornecido um método implantado por computador para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico em que cada turbina eólica está em uma relação espacial com pelo menos uma pluralidade de turbinas eólicas vizinhas. O método é implantado por um dispositivo de computação de calibração de nacela que inclui um processador e um dispositivo de memória acoplada ao processador. O método inclui identificar uma primeira turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas em que a primeira turbina eólica está em uma primeira relação espacial com uma primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas incluídas dentro do parque eólico, identificar uma segunda turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas como uma turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica em que a segunda turbina eólica é incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, recuperar uma primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à segunda turbina eólica, determinar uma primeira pluralidade de recursos de ativação para a primeira turbina eólica e a segunda turbina eólica com base pelo menos parcialmente na primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico, determinar se a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que um recurso de ativação limítrofe e identificar uma terceira turbina eólica, incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, para substituir a segunda turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica mediante determinação de que a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[007] Esses e outros recursos, realizações e vantagens serão mais bem entendidos quando a descrição detalhada a seguir for lida em referência aos desenhos anexos nos quais caracteres similares representam partes similares em todos os desenhos, nos quais: A Figura 1 é uma vista esquemática de uma turbina eólica; A Figura 2 é uma vista esquemática de um par de turbinas eólicas, tal como a turbina eólica da Figura 1 em que o par de turbinas eólicas está em relação espacial axial com uma outra e a primeira turbina eólica causa efeitos de ativação para a segunda turbina eólica; A Figura 3 é a plotagem de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico em que as turbinas eólicas criam efeitos de ativação para outras turbinas eólicas; A Figura 4 é um diagrama de blocos de um dispositivo de computação que pode ser usado para monitorar e recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico; A Figura 5 é uma vista esquemática de um sistema implantado por computador de alto nível para monitorar e recalibrar as posições de nacela que podem ser usadas com o dispositivo de computação mostrado na Figura 4; A Figura 6 é um fluxograma de um processo para recalibrar as posições de nacela com o uso do sistema implantado por computador mostrado na Figura 5; A Figura 7 é um fluxograma de um processo alternativo para recalibrar as posições de nacela com o uso do sistema implantado por computador mostrado na Figura 5; A Figura 8 é uma primeira plotagem polar que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais para um primeiro par de turbinas eólicas; A Figura 9 é uma segunda plotagem polar que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais recalibrados para o primeiro par de turbinas eólicas da Figura 8; A Figura 10 é uma terceira plotagem polar que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais para um segundo par de turbinas eólicas; e A Figura 11 é uma quarta plotagem polar que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais recalibrados para o segundo par de turbinas eólicas da Figura 10.

[008] A menos que indicado de outro modo, os desenhos fornecidos no presente documento são destinados a ilustrar recursos de realizações da presente invenção. Acredita-se que esses recursos sejam aplicáveis em uma ampla variedade de sistemas que compreendem uma ou mais realizações da presente invenção. Sendo assim, os desenhos não são destinados a incluir todos os recursos convencionais conhecidos por técnicos no assunto a serem exigidos para a prática das realizações da presente invenção.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[009] No relatório descritivo a seguir e nas reivindicações, será feita referência a vários termos, que devem ser definidos como tendo os significados a seguir.

[0010] As formas singulares “um”, “uma”, “o” e “a” incluem referências plurais a menos que o contexto indique claramente o contrário.

[0011] “Opcional” ou “opcionalmente” significa que o evento ou circunstância subsequentemente descrito pode ou não ocorrer, e que a descrição inclui casos em que o evento ocorre e casos em que o mesmo não ocorre.

[0012] Conforme usado no presente documento, o termo “meio legível por computador não transitório” é destinado a ser representativo de qualquer dispositivo baseado em computador tangível implantados em qualquer método ou tecnologia para armazenamento de informações a curto prazo e longo prazo, tais como, instruções legíveis por computador, estruturas de dados, módulos e sub-módulos de programa, ou outros dados em qualquer dispositivo. Portanto, os métodos descritos no presente documento podem ser codificados como instruções executáveis incorporados em um meio legível por computador tangível não transitório, que inclui, sem limitação, um dispositivo de armazenamento e/ou um dispositivo de memória. Tais instruções, quando executadas por um processador, fazem com que o processador realize pelo menos uma porção dos métodos descritos no presente documento. Ademais, conforme usado no presente documento, o termo “meio legível por computador não transitório” inclui todos os meios tangíveis legíveis por computador, que inclui, sem limitação, dispositivos de armazenamento de computador não transitórios, que incluem, sem limitação, meios voláteis e não voláteis, e meios removíveis e não removíveis, tais como um firmware, armazenamento físico e virtual, CD-ROMs, DVDs, e qualquer outra fonte digital, tal como uma rede ou a Internet, assim como meios digitais ainda a serem desenvolvidos, sendo que a única exceção é um sinal transitório de propagação.

[0013] Conforme usado no presente documento, os termos “software” e “firmware” são intercambiáveis, e incluem qualquer programa de computador armazenado na memória para execução por dispositivos que incluem, sem limitação, dispositivos móveis, blocos, computadores pessoais, estações de trabalho, clientes e servidores.

[0014] Conforme usado no presente documento, o termo “computador” e termos relacionados, por exemplo, “dispositivo de computação”, não são limitados aos circuitos integrados denominados na técnica como um computador, mas se referem amplamente a um microcontrolador, um microcomputador, um controlador lógico programável (PLC), um circuito integrado específico de aplicação, e outros circuitos programáveis, e esses termos são usados de forma intercambiável no presente documento.

[0015] Conforme usado no presente documento, o termo “efeitos de ativação” se refere a uma mudança do fluxo de vento ou ar devido ao vento ou ar que flui passando por uma turbina eólica. Mais especificamente, quando o vento sopra através de uma pluralidade de turbinas eólicas que são orientadas na mesma direção e em um eixo geométrico paralelo à direção do vento, efeitos de ativação resultam em vento diminuído para turbinas eólicas a jusante.

[0016] Conforme usado no presente documento, o termo “recurso de ativação” se refere a características de dados de produção para turbinas eólicas que estão a montante ou a jusante uma da outra que indicam que uma turbina causa efeitos de ativação nas outras turbinas. Por exemplo, uma ponta (por exemplo, um pico ou um canal em uma relação de potência) em uma relação de saída de produção entre as turbinas pode ser um recurso de ativação.

[0017] Sistemas de computador são descritos, tal como o dispositivo de computação de calibração de nacela, e tais sistemas de computador incluem um processador e uma memória. No entanto, qualquer processador em um dispositivo de computador denominado no presente documento também pode se referir a um ou mais processadores em que o processador pode estar em um dispositivo de computação ou uma pluralidade de dispositivos de computação que atuam em paralelo. Adicionalmente, qualquer memória em um dispositivo de computador denominado também pode se referir a uma ou mais memórias, em que as memórias podem estar em um dispositivo de computação ou em uma pluralidade de dispositivos de computação que atuam em paralelo.

[0018] Conforme usado no presente documento, um processador pode incluir qualquer sistema programável que inclui sistemas com o uso de micro-controladores, circuitos com conjunto de instruções reduzidas (RISC), circuitos integrados específicos de aplicação (ASICs), circuitos lógicos, e qualquer outro circuito ou processador com capacidade de executar as funções descritas no presente documento. Os exemplos acima são somente exemplos e, desse modo, não são destinados a limitar de forma alguma a definição e/ou significado do termo “processador”. O termo “banco de dados” pode se referir tanto a um corpo de dados, um sistema de gerenciamento de banco de dados relacional (RDBMS), como a ambos. Um banco de dados pode incluir qualquer coleção de dados que inclui bancos de dados hierárquicos, bancos de dados relacionais, bancos de dados de arquivo simples, bancos de dados relacionais a objeto, bancos de dados orientados por objeto, e qualquer outra coleção estruturada de registros ou dados que são armazenados em um sistema de computador. Os supracitados são somente exemplos e, desse modo, não são destinados a limitar de forma alguma a definição e/ou significado do termo banco de dados. Exemplos de RDBMSs incluem, porém, sem limitação, banco de dados Oracle®, MySQL, IBM® DB2, Servidor SQL Microsoft®, Sybase®, e PostgreSQL. No entanto, pode-se usar qualquer banco de dados que permita os sistemas e métodos descritos no presente documento. (Oracle é uma marca registrada da Oracle Corporation, Redwood Shores, Califórnia; IBM é uma marca registrada da International Business Machines Corporation, Armonk, Nova York; Microsoft é uma marca registrada da Microsoft Corporation, Redmond, Washington; e Sybase é uma marca registrada da Sybase, Dublin, Califórnia).

[0019] Em uma realização, um programa de computador é fornecido e o programa é incorporado em um meio legível por computador. Em uma realização, o sistema é executado em um único sistema de computador, sem exigir uma conexão a um computador de servidor. Em uma realização adicional, o sistema é executado em um ambiente Windows® (Windows é uma marca registrada da Microsoft Corporation, Redmond, Washington). Em ainda outra realização, o sistema é executado em um ambiente de estrutura principal e um ambiente de servidor UNIX® (UNIX é uma marca registrada da X/Open Company Limited localizada em Reading, Berkshire, Reino Unido). A aplicação é flexível e projetada para ser executada em vários ambientes diferentes sem comprometer nenhuma funcionalidade principal. Em algumas realizações, o sistema inclui múltiplos componentes distribuídos entre uma pluralidade de dispositivos de computação. Um ou mais componentes podem estar na forma de instruções executáveis por computador incorporadas em um meio legível por computador.

[0020] Linguagem aproximada, conforme usado no presente documento em todo o relatório descritivo e reivindicações, pode ser aplicada para modificar qualquer representação quantitativa que poderia variar de forma permissível sem resultar em uma mudança da função básica a qual a mesma é relacionada. Consequentemente, um valor modificado por um termo ou termos, tais como “cerca de” e “substancialmente”, não devem ser limitados ao valor preciso especificado. Em pelo menos alguns casos, a linguagem aproximada pode corresponder à precisão de um instrumento para medir o valor. Aqui e em todo o relatório descritivo e reivindicações, limitações de faixa podem ser combinadas e/ou intercambiadas, tais faixas são identificadas e incluem todas as subfaixas contidas no mesmo a menos que o contexto ou linguagem indique o contrário.

[0021] Os sistemas implantados por computador e métodos descritos no presente documento fornecem uma abordagem eficiente para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico. Mais especificamente, os sistemas e métodos são configurados para (a) identificar pelo menos duas turbinas eólicas associadas incluídas dentro do parque eólico, em que cada turbina eólica associada inclui informações de local, (b) determinar uma pluralidade de recursos de ativação previstos para as turbinas eólicas associadas com base pelo menos parcialmente nas informações de local de cada turbina eólica associada, (c) recuperar uma pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados às turbinas eólicas associadas, (d) determinar uma pluralidade de recursos de ativação atuais com base na pluralidade de dados de desempenho de histórico, (e) identificar uma variância entre os recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais, e (f) determinar um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas associadas com base na variância identificada.

[0022] Mediante determinação dos fatores de recalibragem, tais fatores de recalibragem podem ser usados para recalibragem de posições de nacela de uma variedade de maneiras. Em um exemplo, o fator de recalibragem pode ser usado para ajustar fisicamente a leitura real da posição de nacela no nível de turbina. Em um segundo exemplo, o fator de recalibragem pode ser usado no nível de monitoramento/relatório de modo que as posições de nacela relatadas para a turbina eólica sejam ajustadas mediante recebimento. Em um terceiro exemplo, o fator de recalibragem pode ser usado como uma ferramenta de recalibragem “back end” usada para ajustar conjuntos de dados existentes durante uma fase de pós- processamento.

[0023] Os sistemas implantados por computador e métodos descritos no presente documento também fornecem uma abordagem alternativa eficiente para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico para identificar pares apropriados de turbina eólica. Mais especificamente, os sistemas e métodos são configurados para (a) identificar uma primeira turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas, em que a primeira turbina eólica está em uma primeira relação espacial com uma primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas incluídas dentro do parque eólico, (b) identificar uma segunda turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas as uma turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica, em que a segunda turbina eólica é incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, (c) recuperar uma primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à segunda turbina eólica, (d) determinar uma primeira pluralidade de recursos de ativação para a primeira turbina eólica e a segunda turbina eólica com base pelo menos parcialmente na primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico, (e) determinar se a pluralidade de recursos de ativação é menor do que um recurso de ativação limítrofe, e (f) identificar uma terceira turbina eólica, incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, para substituir a segunda turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica mediante determinação de que a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe.

[0024] A Figura 1 é uma vista esquemática de uma turbina eólica 10. A turbina eólica 10 é um dispositivo de geração de potência elétrica que inclui uma nacela 12 que aloja um gerador (não mostrado na Figura 1). A nacela 12 é montada em uma torre 14 (sendo que uma porção da torre 14 é mostrada na Figura 1). A torre 14 pode ser de qualquer altura que facilite a operação da turbina eólica 10 conforme descrito no presente documento. A turbina eólica 10 também inclui um rotor 16 que inclui três lâminas de rotor 18 anexadas a um cubo giratório 20. Alternativamente, a turbina eólica 10 inclui qualquer número de lâminas 18 que facilita a operação da turbina eólica 10 conforme descrito no presente documento. Em uma realização, a turbina eólica 10 inclui uma caixa de engrenagem (não mostrada na Figura 1) acoplada de maneira giratória ao rotor 16 e ao gerador.

[0025] Em uma realização, a nacela 12 é associada a um valor de posição de nacela que representa a orientação de nacela 12. A posição de nacela é geralmente determinada no tempo de comissão da turbina eólica 10. O valor de posição de nacela é disponibilizado aos dispositivos de computação (não mostrados na Figura 1), tais como aqueles descritos no presente documento. Consequentemente, em muitos parques eólicos conhecidos, um dispositivo de computação que monitora o parque eólico pode ter um registro para as posições de nacela de turbinas eólicas 10. Em alguns exemplos, “posição de guinada” pode ser usada de forma intercambiável com “posição de nacela”. Conforme usado no presente documento, “posição de nacela” pode ser alternativamente denominada como “posição de guinada”.

[0026] A posição de nacela fornece uma orientação para nacela 12 e, portanto, indica a direção do vento. Conforme descrito no presente documento, muitos parques eólicos conhecidos não têm suficientes ferramentas meteorológicas, tais como pás-de vento montadas em mastros meteorológicos (“mastros de medição”) ou nacelas de turbina eólica, para determinar a direção do vento. No entanto, direção do vento pode ser deduzida com base em posição de nacela. Em um exemplo, pode-se presumir que a turbina eólica 10 tem a nacela 12 voltada para o leste e, portanto, pode-se deduzir que a direção do vento é voltada para o oeste

[0027] No entanto, conforme discutido acima, em algumas situações, a posição de nacela pode se tornar não confiável e pode não refletir a orientação real de nacela 12. Por exemplo, a manutenção e reparo da turbina eólica 10 ou software associado à turbina eólica 10 pode causar ajuste inapropriado de posição de nacela.

[0028] A Figura 2 é uma vista esquemática de um par de turbinas eólicas 30 e 40, tais como a turbina eólica 10 (mostrada na Figura 1) em que o par de turbinas eólicas 30 e 40 está em uma relação espacial axial ao longo do eixo geométrico 50 e em que a primeira turbina eólica 30 causa efeitos de ativação para a segunda turbina eólica 40 quando o vento flui da esquerda para a direita (representando oeste a leste) conforme indicado pela direção do vento 60. Consequentemente, o vento flui na direção do vento 60 ao longo do eixo geométrico 50 e passa primeiro a turbina eólica 30 e, então, a turbina eólica 40. Consequentemente, a turbina eólica 30 pode ser designada como turbina eólica a montante 30 e a turbina eólica 40 pode ser designada como turbina eólica a jusante 40. Quando o vento passa a turbina eólica a montante 30, a energia é extraída do vento pela turbina eólica a montante 30 e o vento experimenta um déficit de velocidade a jusante da turbina eólica a montante 30. Mais especificamente, o fluxo de vento que passa a turbina eólica a montante 30 causa efeitos de ativação 70. Consequentemente, o fluxo de vento experimentado pela turbina eólica a jusante 40 é substancialmente alterado pelos efeitos de ativação 70. De forma funcional, dependendo de fatores, tais como a proximidade entre as turbinas eólicas 30 e 40, a força e orientação do vento, e objetos de intervenção, o fluxo de vento experimentado pela turbina eólica a jusante 40 pode variar significativamente do fluxo de vento experimentado pela turbina eólica a montante 30 devido a efeitos de ativação 70.

[0029] Como resultado, quando o vento sopra ao longo da direção do vento 60, é antecipado que a turbina eólica a jusante 40 pode produzir significativamente menos potência do que a turbina eólica a montante 30 devido a efeitos de ativação 70. Em pelo menos alguns exemplos, uma relação prevista de emissão de potência para turbinas eólicas 30 e 40 pode ser determinada com base em fatores, tais como distância entre as turbinas eólicas 30 e 40, a força e a orientação do vento, e os objetos de intervenção. Conforme descrito no presente documento, dados de desempenho podem ser comparados para prever os dados com base em modelos associados às turbinas eólicas 30 e 40. Tais comparações podem ser usadas para identificar se a posição de nacela é apropriadamente calibrada para turbinas eólicas 30 e 40.

[0030] A Figura 3 é a plotagem de uma pluralidade de turbinas eólicas 80 no parque eólico 82 em que as turbinas eólicas 80 criam efeitos de ativação, tais como efeitos de ativação 70 (mostrados na Figura 2) para outras turbinas eólicas. As turbinas eólicas 80 são substancialmente consistentes na descrição com a turbina eólica 10 (mostrada na Figura 1). Conforme indicado na Figura 3, pluralidade de turbinas eólicas 80 inclui turbinas eólicas 84, 87, 88, 89, 90, 94, 95, 97, 98, e 99. Cada turbina eólica 80 é orientada em uma direção particular (com posições de nacela reais particulares) e, desse modo, tem capacidade de gerar potência ideal quando o vento está em alinhamento com a direção particular. As posições de nacela para turbinas eólicas 84, 87, 88, 89, 90, 94, 95, 97, 98, e 99 não são mostradas na Figura 3.

[0031] De modo a monitorar de forma mais eficiente o desempenho do parque eólico 82, determinação de precisão de direção do vento é importante junto com a determinação de precisão da velocidade de vento. A direção do vento pode ser determinada com o uso de instrumentos de medição, tais como um mastro meteorológico (“mastro de medição”). No entanto, dado o tamanho de muitos parques eólicos 82, a topografia variada de muitos parques eólicos 82, e o custo de instrumentos de medição, instrumentos de medição adequados podem não estar disponíveis para fornecer uma determinação independente da direção do vento. Como resultado, a posição de nacela pode ser um valor útil para determinar a direção do vento.

[0032] No tempo de comissão, as turbinas eólicas 80 são atribuídas a uma posição de nacela que indica a orientação de cada turbina eólica 80. Como resultado, a orientação inicial de cada turbina eólica 80 (com base em posição de nacela) pode ser usada para determinar a direção do vento durante a operação de turbina visto que a turbina eólica guinará de modo que a aeronave de rotor seja perpendicular à direção de chegada do vento. Por exemplo, se for sabido que a turbina eólica 84 é orientada em uma direção voltada para o leste, o desempenho emitido da turbina eólica 84 pode ser usado para determinar a direção do vento em um ponto no tempo.

[0033] No entanto, a posição de nacela não é sempre confiável. Embora em algumas turbinas eólicas conhecidas 80, a posição de nacela pode não ser inicialmente atribuída de forma correta, a posição de nacela também se desviará frequentemente da orientação inicialmente atribuída. Em um exemplo, eventos de serviço e manutenção podem fazer com que a posição de nacela seja relatada de forma incorreta.

[0034] A Figura 3 também ilustra que, em um parque eólico particular 82, as turbinas eólicas 80 podem estar em relações espaciais com múltiplas turbinas eólicas. Por exemplo, as turbinas eólicas 89, 94, e 99 são todas em um eixo geométrico esquerda-direita uma com a outra. Pode-se presumir que as turbinas eólicas 89, 94, e 99 têm, todas, o mesmo valor de posição de nacela relatado que indica que todas estão voltadas para o oeste. Presumindo que tais posições de nacela relatadas são precisas, quando o vento sopra do oeste ao leste, as turbinas eólicas 94 e 99 estão a jusante da turbina eólica 89. Em contrapartida, quando o vento sopra do leste ao oeste, as turbinas eólicas 94 e 89 estão a jusante da turbina eólica 99. Como resultado, se as posições de nacela relatadas forem precisas, seria previsto que, quando o vento sopra do oeste ao leste, a turbina eólica 94 e 99 pode ter uma produção de potência comparativamente baixa em comparação à turbina eólica 89 devido a efeitos de ativação 70 causados pela turbina eólica 89 nas turbinas eólicas 94 e 99.

[0035] Conforme descrito no presente documento, os sistemas e métodos são configurados para prever recursos de ativação esperados para turbinas eólicas 80 que são espacialmente relacionados e ter orientações físicas similares (isto é, as turbinas eólicas 80 são realmente orientadas na mesma direção). Recursos de ativação representam a relação de dados de produção para turbinas eólicas 80 que são esperadas para ter efeitos de ativação 70 umas com as outras. Por exemplo, recursos de ativação podem incluir um pico previsto em uma relação de produção quando um grande efeito de ativação 70 é esperado e um canal previsto quando o vento sopra na direção reversa. Tal previsão pode ser feita com base na modelagem, descrita abaixo. Os sistemas e métodos comparam adicionalmente tais recursos de ativação previstos a recursos de ativação atuais (com base em dados de desempenho ou dados de desempenho de histórico). Quando há uma variância entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais, o sistema pode determinar que uma das turbinas eólicas 80 tem uma posição de nacela calibrada de forma imprecisa. Por exemplo, o sistema pode prever que, durante um vento direcionado para o oeste, a turbina eólica 94 teria uma emissão de produção significativamente inferior do que a turbina eólica 99 e durante um vento direcionado para o sul, a turbina eólica 94 teria uma emissão de produção similar à turbina eólica 99. Se os dados de produção falharem no suporte de tais recursos de ativação previstos, a turbina eólica 94 ou turbina eólica 99 pode relatar uma posição de nacela calibrada de forma inapropriada. Consequentemente, cada turbina eólica 80 pode ter uma posição de nacela recalibrada. Em uma realização, tal recalibragem ocorre em série. Por exemplo, uma turbina eólica particular 80 é turbinas eólicas vizinhas agrupadas e comparações entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais são obtidos de modo a identificar um fator de recalibragem para turbina eólica particular 80. Mediante recalibragem, cada turbina eólica vizinha pode ser recalibrada de modo em série.

[0036] Os sistemas e métodos descritos no presente documento realizam tal análise designando-se grupos de turbinas eólicas 91. Na Figura 3, um grupo de turbinas eólicas 91 inclui a turbina eólica 97 e 98. Pode-se presumir que tanto a turbina eólica 97 quanto a turbina eólica 98 relatam um valor de posição de nacela de 140° relativa ao eixo geométrico y positivo. Quando a direção do vento é a primeira direção do vento 92 (representando uma direção do vento de 140° relativa ao eixo geométrico y positivo ou uma direção do vento a noroeste), a turbina eólica 98 está a jusante da turbina eólica 97. Quando a direção do vento é a segunda direção do vento 93 (que representa uma direção do vento de 320° relativa ao eixo geométrico y positivo ou uma direção do vento a sudeste), a turbina eólica 98 está a montante da turbina eólica 97. Conforme descrito no presente documento, os sistemas e métodos são configurados para selecionar grupos de turbinas eólicas 80 e comparar dados de desempenho associados para identificar se a posição de nacela é apropriadamente calibrada para as turbinas eólicas dos agrupamentos de turbina eólicas. Selecionar o grupo de turbinas eólicas 91 em uma relação espacial umas com as outras é importante para facilitar a comparação de dados de desempenho. Consequentemente, para o par de turbinas eólicas 97 e 98, picos significativos e canais (recursos de ativação, conforme descrito abaixo) seriam esperados ao comparar dados de desempenho com os recursos de ativação que são os mais notáveis na primeira direção do vento 92 e na segunda direção do vento 93. Conforme descrito no presente documento, considerações adicionais podem informar o pareamento ou agrupamentos de turbina eólicas 80. Por exemplo, se as turbinas eólicas 80 não estiverem substancialmente próximas uma da outra, as mesmas podem ser inadequadas para identificação no grupo de turbinas eólicas 91 devido a impedimentos, tais como colinas ou outras obstruções podem diminuir quaisquer relações significativas e efeitos de ativação 70.

[0037] Os sistemas e métodos são configurados para identificar ou receber grupos de turbinas eólicas 91. Com base em tais agrupamentos, dados de desempenho associados às turbinas eólicas 80 de grupos de turbinas eólicas 91 podem ser comparados a dados modelados para determinar se a posição de nacela é apropriadamente calibrada para turbinas eólicas associadas 80.

[0038] A Figura 4 é um diagrama de blocos de um dispositivo de computação 105 que pode ser usado para monitorar e recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico. O dispositivo de computação 105 inclui um dispositivo de memória 110 e um processador 115 acoplado de forma operativa ao dispositivo de memória 110 para executar instruções. Em uma realização, o dispositivo de computação 105 inclui um único processador 115 e um único dispositivo de memória 110. Em realizações alternativas, o dispositivo de computação 105 pode incluir uma pluralidade de processadores 115 e/ou uma pluralidade de dispositivo de memórias 110. Em algumas realizações, instruções executáveis são armazenadas no dispositivo de memória 110. O dispositivo de computação 105 é configurável para realizar uma ou mais operações descritas no presente documento programando-se o processador 115. Por exemplo, processador 115 pode ser programado codificando-se uma operação como uma ou mais instruções executáveis e fornecendo-se as instruções executáveis no dispositivo de memória 110.

[0039] Em uma realização, o dispositivo de memória 110 é um ou mais dispositivos que permitem o armazenamento e recuperação de informações, tais como instruções executáveis e/ou outros dados. O dispositivo de memória 110 pode incluir um ou mais meios tangíveis, legíveis por computador não transitório, tais como, sem limitação, memória de acesso aleatório (RAM), memória de acesso aleatório dinâmico (DRAM), memória de acesso aleatório estático (SRAM), um disco de estado sólido, um disco rígido, memória somente de leitura (ROM), ROM programável apagável (EPROM), ROM programável eletronicamente apagável (EEPROM), e/ou memória RAM (NVRAM) não volátil. Os tipos de memória acima são somente e, desse modo, não são limitadores aos tipos de memória utilizáveis para armazenamento de um programa de computador.

[0040] O dispositivo de memória 110 pode ser configurado para armazenar dados operacionais que incluem, sem limitação, algoritmos de reunião de turbina eólica, os algoritmos de pareamento de turbina eólica, a algoritmos de modelagem de emissão de turbina eólica, dados de desempenho de turbina eólica de histórico, dados de desempenho de turbina eólica atuais, e outras informações relacionadas às turbinas eólicas no parque eólico 82 (mostrado na Figura 3), tais como dados de manutenção e serviço. Em algumas realizações, o processador 115 removes ou “purga” dados do dispositivo de memória 110 com base na idade dos dados. Por exemplo, o processador 115 pode sobrescrever dados anteriormente registrados e armazenados associados a um tempo e/ou evento subsequente. Adicional ou alternativamente, o processador 115 pode remover dados que excedem um intervalo de tempo predeterminado. Além disso, o dispositivo de memória 110 inclui, sem limitação, dados, algoritmos, e comandos suficientes para facilitar operação do sistema implantado por computador (não mostrado na Figura 4). Por exemplo, o dispositivo de memória 110 inclui dados, algoritmos, e comandos para facilitar os cálculos de modelo de ativação e previsões conforme descrito no presente documento.

[0041] Em algumas realizações, o dispositivo de computação 105 inclui uma interface de entrada de usuário 130. Em uma realização, a interface de entrada de usuário 130 é acoplada ao processador 115 e recebe entrada do usuário 125. A interface de entrada de usuário 130 pode incluir, sem limitação, um teclado, um dispositivo de apontamento, um mouse, uma caneta stylus, um painel sensível ao toque, que inclui, por exemplo, sem limitação, um dispositivo touch pad ou uma tela sensível ao toque, e/ou uma interface de entrada de áudio, que inclui, por exemplo, sem limitação, um microfone. Um componente único, tal como uma tela sensível ao toque, pode funcionar tanto como um dispositivo de exibição de interface de apresentação 120 como interface de entrada de usuário 130.

[0042] Uma interface de comunicação 135 é acoplada a processador 115 e é configurada para ser acoplada em comunicação com um ou mais outros dispositivos, tais como um sensor ou outro dispositivo de computação 105, e para realizar operações de entrada e saída em relação a tais dispositivos. Por exemplo, a interface de comunicação 135 pode incluir, sem limitação, um adaptador de rede com fio, um adaptador de rede sem fio, um adaptador móvel de telecomunicações, um adaptador de telecomunicações em série, e/ou um adaptador de comunicações paralelo. A interface de comunicação 135 pode receber dados de um ou mais dispositivos remotos e/ou transmitir dados ao(s) mesmo(s). Por exemplo, uma interface de comunicação 135 de um dispositivo de computação 105 pode transmitir um alarme à interface de comunicação 135 de outro dispositivo de computação 105. A interface de comunicações 135 facilita as comunicações de máquina a máquina, isto é, atua como uma interface máquina a máquina. A interface de comunicações 135 também é configurada para se comunicar com turbinas eólicas 10 (mostradas na Figura 1) em parques eólicos 82 (mostrados na Figura 2). Como resultado, o dispositivo de computação 105 é configurado para receber dados de turbinas eólicas 10 que incluem, porém, sem limitação, posições de nacela relatadas, dados de produção atuais, dados de produção de histórico, dados de local para as turbinas eólicas 10, e registros de manutenção e serviço para turbinas eólicas 10.

[0043] Tanto a interface de apresentação 120 quanto/ou a interface de comunicação 135 têm capacidade para fornecer informações adequadas para uso com os métodos descritos no presente documento, por exemplo, ao usuário 125 ou outro dispositivo. Consequentemente, a interface de apresentação 120 e a interface de comunicação 135 podem ser denominadas como dispositivos de saída. De modo similar, a interface de entrada de usuário 130 e a interface de comunicação 135 têm capacidade de receber informações adequadas para uso com os métodos descritos no presente documento e podem ser denominadas como dispositivos de entrada. Em uma realização, interface de apresentação 120 é usada para visualizar os dados que incluem, sem limitação, plotagens de local de turbinas eólicas 10, tais como mostradas na Figura 3, a orientação de posição de nacela para turbinas eólicas 10, recursos de ativação que incluem relações de produção para turbinas eólicas agrupadas 91(mostradas na Figura 3), e outras informações visuais que incluem plotagens de radar que mostram relações de produção para turbinas eólicas agrupadas 91. Uma vez que tais dados são visualizados, o usuário 125 pode usar a interface de entrada de usuário 130 para executar tarefas que incluem, sem limitação, recalibragem de posições de nacela, reagrupamentos de turbina eólicas 10, e quaisquer outras tarefas relevantes. Tais tarefas podem incluir o uso de software adicional que pode facilitar tais funções.

[0044] Em uma realização, o dispositivo de computação 105 é uma realização de um dispositivo de computação a ser usado em um sistema implantado por computador de alto nível para recalibrar e monitorar posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico (não mostrado na Figura 4). Em pelo menos algumas outras realizações, o dispositivo de computação 105 também é uma realização de outros dispositivos (não mostrados na Figura 4) e outros dispositivos (não mostrados) usados para recalibrar e monitorar posições de nacela. Na maioria das realizações, o dispositivo de computação 105 ilustra pelo menos o projeto primário de tais outros dispositivos.

[0045] A Figura 5 é uma vista esquemática de um sistema implantado por computador de alto nível 500 para monitorar e recalibrar as posições de nacela que podem ser usadas com o dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 4). O sistema 500 inclui o dispositivo de computação 105 em comunicação com uma pluralidade de dispositivos de turbina eólica 530 associadas às turbinas eólicas 10. Os dispositivos de turbina eólica 530 podem representar simples dispositivos de computação com capacidade de fornecer funções de relatório e monitoramento. Os dispositivos de turbina eólica 530 também podem ser reunidos de modo que um dispositivo de turbina eólica particular 530 pode relatar em uma pluralidade de turbinas eólicas 10. O dispositivo de computação 105 inclui o dispositivo de memória 110 acoplado a processador 115. Em pelo menos algumas realizações, o dispositivo de computação 105 também inclui o dispositivo de armazenamento 520 que é acoplado ao processador 115 e ao dispositivo de memória 110. O dispositivo de armazenamento 520 representa um dispositivo complementar ao dispositivo de memória 110 que pode armazenar informações relacionadas aos métodos e sistemas descritos no presente documento. O dispositivo de armazenamento 520 pode ser diretamente acessível pelo processador 115 do dispositivo de computação 105 ou pode ser alternativamente acessível por meio de interface de comunicação 135.

[0046] Em pelo menos algumas realizações, o dispositivo de computação 105 inclui banco de dados 525. O banco de dados 525 pode ser qualquer estrutura organizada com capacidade de representar informações relacionadas aos métodos e sistemas descritos que incluem, sem limitação, modelos usados para prever emissões de turbina eólica, modelos usados para prever recursos de ativação de turbina eólica, dados relacionados aos locais de turbina eólica, dados relacionados à orientação de posição de nacela de turbina eólica, e dados de produção de turbina eólica de histórico e atuais.

[0047] Em pelo menos algumas realizações, o usuário 125 interage com o dispositivo de computação 105 de modo a facilitar as posições de nacela de recalibragem e monitoramento de turbinas eólicas em um parque eólico com o uso dos sistemas e métodos descritos. O usuário 125 pode interagir com o uso da interface de apresentação 120 (mostrada na Figura 1) e da interface de entrada de usuário 130 (mostrada na Figura 1).

[0048] A Figura 6 é um fluxograma de um processo 600 para recalibrar as posições de nacela com o uso de sistema implantado por computador 500 (mostrado na Figura 5). O processo 600 é implantado pelo dispositivo de computação de calibração de nacela 105 (mostrado na Figura 4). O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 identifica 610 pelo menos duas turbinas eólicas associadas incluídas dentro do parque eólico, em que cada turbina eólica associada inclui informações de local. A identificação 610 representa selecionar pelo menos duas turbinas eólicas 80 como sendo parte de um grupo de turbinas eólicas 91 (ambas mostradas na Figura 3). A identificação 610 pode ser concluída com o uso de uma pluralidade de métodos. Em um primeiro método, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 aplica um algoritmo de reunião de turbina ao parque eólico para definir uma pluralidade de agrupamentos de turbina 91. Cada agrupamento de turbina 91 da pluralidade de agrupamentos de turbina 91 inclui uma pluralidade de turbinas eólicas 80 e um valor de ponderação de relação que representa uma proximidade entre a pluralidade de turbinas eólicas agrupadas dentro dos agrupamentos de turbina. Mais especificamente, o valor de ponderação de relação pode ser determinado com base na distância entre as turbinas eólicas 80 no grupo de turbinas eólicas 91. Em pelo menos alguns exemplos, o grupo de turbinas eólicas 91 também pode ser avaliado dependendo de se turbinas eólicas 80 estão dentro da linha de visão umas das outras. Se, por exemplo, houver obstruções ou grandes distâncias entre as turbinas eólicas 80, a ponderação de relação pode ser reduzida devido ao fato de que, em tais exemplos, os efeitos de ativação podem ser menores. Em exemplos alternativos, o algoritmo de reunião de turbina pode identificar agrupamentos de turbina 91 em que as turbinas eólicas 80 estão em bordas absolutas ou relativas dentro do parque eólico 82 (mostrado na Figura 3). Por exemplo, se um bloco de três turbinas eólicas A, B, C, e D estão próximas uma da outra em uma fileira sequencial com nenhuma outra turbina eólica na mesma relação axial em proximidade relativa, as turbinas eólicas A e D podem ser identificadas como “turbinas de borda”.

[0049] Os agrupamentos de turbina 91 são classificados com base pelo menos em parte nas ponderações de relação. O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 processa todos os agrupamentos de turbina potenciais 91 e determina uma lista preferencial de agrupamentos de turbina 91 que têm as maiores ponderações de relação total.

[0050] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também determina 620 uma pluralidade de recursos de ativação previstos para as turbinas eólicas associadas com base pelo menos parcialmente nas informações de local de cada turbina eólica associada. A determinação 620 representa determinar recursos de ativação com base em disposição de sítio. A determinação 620 envolve identificar efeitos de ativação potenciais 70 (mostrados na Figura 2) entre as turbinas eólicas 80 e com o uso de tais efeitos de ativação 70 para determinar recursos de ativação. Em uma realização, uma velocidade de vento genérica é identificada pelo dispositivo de computação de calibração de nacela 105 como uma velocidade de linha de base para determinação 620. Por exemplo, a velocidade de linha de base pode ser de 10 metros por segundo em um exemplo. O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 projeta uma rotação completa de vento com base na velocidade de linha de base. Em outras palavras, o vento é projetado através da faixa completa de 360° de rotação em um intervalo padronizado. Em um exemplo, vento é projetado a 10 metros por segundo em 360 intervalos de 1° regulares. Com base nas 360 projeções distintas de direção do vento, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 determina 620 uma pluralidade de recursos de ativação com base na disposição de sítio.

[0051] Em uma realização alternativa, um modelo de simulação de parque eólico é realizado em todas as turbinas eólicas 80 no parque eólico 82 com base em informações de informações de local e posição de nacela para cada turbina eólica 80. O modelo de simulação de parque eólico recebe pelo menos duas entradas. Primeiro, uma linha de base de vetor vlinha de base é recebida. Vlinha de base representa livres vetores de velocidades de vento de corrente associadas a dadas datas e tempos. Embora vlinha de base não estime de forma precisa a velocidade de vento no parque eólico 82, o mesmo fornece um valor de proxy substancialmente forte para calibragem. Segundo uma estimativa de direção do vento d é inserida no modelo de simulação de parque eólico. A estimativa de direção do vento é derivada com o uso de uma vlinha de base que representa um valor de posição de nacela real para uma turbina de linha de base e um valor que representa um desvio estimado da posição vlinha de base. A vlinha de base é associada às informações de data e horário e podem ser, desse modo, integradas. Viinha de base e<?.. --s. são usados para calcular d.

[0052] Em uma realização, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 determina 620 os recursos de ativação para cada agrupamento de turbina eólica 91 no parque eólico 82 em múltiplos pontos de tempo. Em uma realização, tais recursos de ativação representam relações de emissão de potência para turbinas eólicas 80 em agrupamentos de turbina eólica 91. Em outras realizações, outros recursos de ativação podem ser determinados. Conforme descrito abaixo, os recursos de ativação determinados 620 são comparados aos recursos de ativação atuais ou reais com base nos dados de produção atuais ou de histórico e erros são identificados.

[0053] Em referência à Figura 6, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também recupera 630 uma pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados às turbinas eólicas associadas. A recuperação 630, em uma realização, representa o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 que recebe informações dos dispositivos de turbina eólica 530 (mostrados na Figura 5) que representa dados de desempenho de histórico para turbinas eólicas 80. Em uma realização, dados de desempenho de histórico representam emissão de potência de histórico para turbinas eólicas 80.

[0054] Em pelo menos alguns exemplos, a pluralidade de dados de desempenho de histórico recuperados 630 é associado a um valor de posição de nacela relatado com um erro sistemático ou um erro zero. Mais especificamente, os valores de posição de nacela relatados podem indicar que uma diferença entre valores de posição de nacela relatados para duas turbinas eólicas 80 mudou de maneira significativa (por exemplo, um recurso de etapa). Em outras palavras, valores de posição de nacela anteriormente relatados podem indicar que duas turbinas eólicas 80 têm uma relação particular (por exemplo, turbinas eólicas 80 são paralelas umas com as outras) até o tempo t0 enquanto no tempo t1, dados de posição de nacela relatados indicam que as turbinas eólicas 80 têm uma relação diferente. Tal mudança ou recurso de etapa pode ser identificado por uma mudança súbita e significativa na diferença entre valores de posição de nacela relatados em um curto intervalo de tempo. Em pelo menos uma realização, o diferencial entre valores de posição de nacela relatados para um par de turbinas (ou um grupo de turbinas) pode ser identificado por monitoramento para a detecção de tal mudança ou recurso de etapa. Tal monitoramento pode ser feito de maneira em linha (isto é, leituras contínuas e detecção de uma mudança de etapa no presente tempo) ou de maneira fora de linha (isto é, revisão de leituras de histórico de valores de posição de nacela e detecção de mudança de etapa com base em tais leituras de histórico). Em tais exemplos, a pluralidade de dados de desempenho de histórico pode ser ajustada para todas as turbinas eólicas relevantes 80 para remediar o impacto do recurso de etapa. Alternativamente, a presença do recurso de etapa pode ser usada para identificar um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas relevantes 80. Em pelo menos alguns exemplos, o recurso de etapa pode indicar de forma precisa uma mudança da relação entre as turbinas eólicas 80. Em pelo menos alguns exemplos, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 pode disparar um alerta a um técnico ou engenheiro para verificar a relação entre as turbinas eólicas 80.

[0055] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também determina 640 uma pluralidade de recursos de ativação atuais com base na pluralidade de dados de desempenho de histórico. A determinação 640 representa identificar recursos de ativação entre as turbinas eólicas 80 em agrupamentos de turbina eólica 91 com base pelo menos em parte na pluralidade de dados de desempenho de histórico anteriormente recuperados 630. Em uma realização, a determinação 640 representa calcular as relações de emissão de potência para turbinas eólicas 80 em agrupamentos de turbina eólica 91.

[0056] Novamente em referência à Figura 6, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 adicionalmente identifica 650 uma variância entre os recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais. A identificação 650 representa comparar recursos de ativação determinados na determinação 620 e determinação 640. Em alguns exemplos, a identificação 650 também inclui determinar uma porção primária dos recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais associados a um primeiro nível de variância. O primeiro nível de variância pode ser o recurso de ativação mais dominante entre o grupo de turbinas eólicas 91. Mais especificamente, a identificação 650 pode incluir identificar uma porção mais significativa (por exemplo, um recurso maior, numericamente) de recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais em que a distinção entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais é relativamente alta em comparação a uma porção menos significativa de recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais em que a distinção entre recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais é relativamente baixa. Em tais exemplos, a porção primária dos recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais são comparados para identificar 650 uma variância. A porção primária pode ser usada para identificar uma distinção primária e, portanto, para determinar um fator de recalibragem.

[0057] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também determina 660 um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas associadas com base na variância identificada. A determinação 660 representa identificar o grau ao qual os recursos de ativação atuais variam de recursos de ativação previstos. Em exemplos em que uma porção primária dos recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais são identificados, somente a porção primária pode ser usada para determinar 660 o fator de recalibragem. Em alguns exemplos adicionais, a porção secundária dos recursos de ativação previstos e recursos de ativação atuais pode ser usada para ajustar o fator de recalibragem determinado 660. A porção secundária pode ser usada para identificar uma distinção secundária e, portanto, para ajustar o fator de recalibragem.

[0058] Em um exemplo, o fator de recalibragem determinado 660 para turbinas eólicas 80 pode ser usado para ajustar e corrigir dados de desempenho atuais. Por exemplo, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 pode receber uma pluralidade de dados de desempenho atuais associados às turbinas eólicas associadas, aplicar o fator de recalibragem aos dados de desempenho atuais recebidos para corrigir dados de desempenho atuais e criar um conjunto de dados de desempenho atuais ajustados. Tal correção pode ser alternativamente feita em dados em tempo real e dados de histórico. Portanto, todos os dados de desempenho podem ser corrigidos.

[0059] Além disso, em pelo menos um exemplo, dados de desempenho ajustados (ou corrigidos) podem ser comparados aos dados de desempenho não corrigidos. Tal variação pode ser usada para determinar imprecisões presentes e passadas no relatório de saída no parque eólico.

[0060] A Figura 7 é um fluxograma de um processo alternativo 700 para recalibrar as posições de nacela com o uso de sistema implantado por computador 500 (mostrado na Figura 5). O processo 700 é implantado pelo dispositivo de computação de calibração de nacela 105. O processo 700 facilita substancialmente a identificação de agrupamentos preferenciais de turbinas eólicas 91 (mostradas na Figura 3). O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 identifica 710 uma primeira turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas, em que a primeira turbina eólica está em uma primeira relação espacial com uma primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas incluídas dentro do parque eólico. A identificação 710 representa selecionar uma turbina eólica 80 (mostrada na Figura 3) do parque eólico 82 (mostrado na Figura 3).

[0061] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também identifica 720 uma segunda turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas as uma turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica, em que a segunda turbina eólica é incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas. A identificação 720 representa selecionar uma turbina eólica para um grupo de turbina eólica 91 (mostrado na Figura 3) com o uso de técnicas similares a aquelas denominadas na identificação 610 (mostrada na Figura 6). Em uma realização, a pluralidade de turbinas eólicas vizinhas são turbinas eólicas 80 que estão em uma relação axial uma com a outra. Em realizações adicionais, a pluralidade de turbinas eólicas vizinhas são turbinas eólicas que estão na linha de visão uma com a outra. Em outras palavras, não há obstáculos geográficos ou físicos entre a pluralidade de turbinas eólicas vizinhas diferentes das próprias turbinas eólicas. Conforme usado no presente documento, “linha de visão”, portanto, se refere à ideia de que duas turbinas eólicas não têm obstáculos físicos entre uma e outra além de outras turbinas eólicas.

[0062] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também recupera 730 uma primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à segunda turbina eólica. Em uma realização, a recuperação 730 representa recuperar dados de emissão de potência relacionados para a primeira turbina eólica e segunda turbina eólica.

[0063] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 adicionalmente determina 740 uma primeira pluralidade de recursos de ativação para a primeira turbina eólica e a segunda turbina eólica com base pelo menos parcialmente na primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico. Em uma realização, a determinação 740 representa determinar pelo menos uma emissão de potência relação entre a primeira turbina eólica e a segunda turbina eólica que pode ser usada para descrever a primeira pluralidade de recursos de ativação.

[0064] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 adicionalmente determina 750 se a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que um recurso de ativação limítrofe. Em uma realização, a determinação 750 representa determinar se as relações de emissão de potência com base em dados de desempenho medidos excedem ou decaem abaixo de um recurso de ativação limítrofe predeterminado. O recurso de ativação limítrofe predeterminado pode ser determinado com base em entrada programática ou humana. O recurso de ativação limítrofe predeterminado representa substancialmente um nível mínimo de distinção de recurso de ativação exigido para um grupo de turbinas eólicas 91. O recurso de ativação limítrofe predeterminado pode ser substancialmente criado com base em características de local associadas à primeira turbina eólica e à segunda turbina eólica.

[0065] Em pelo menos alguns exemplos, o recurso de ativação limítrofe predeterminado pode ser definido em relação a uma linha de base. Conforme descrito abaixo, plotagens polares 800, 900, 1000, e 1100 incluem círculos de unidade 820 e 1020 (todos mostrados nas Figuras 8 a 11) que indicam uma linha de base em que uma relação de potência entre as turbinas eólicas é igual a 1,0 (isto é, a emissão de potência para as turbinas eólicas é a mesma). Em alguns exemplos, pode-se exigir que o recurso de ativação limítrofe predeterminado seja um múltiplo de tais círculos de unidade 820 e 1020. Além disso, nos outros exemplos, pode-se exigir que o recurso de ativação limítrofe predeterminado seja maior do que um “próximo recurso de ativação maior” em uma determinada quantidade ou maior do que um recurso de ativação médio em uma determinada quantidade.

[0066] O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também identifica 760 uma terceira turbina eólica incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, para substituir a segunda turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica mediante determinação de que a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe. O dispositivo de computação de calibração de nacela 105 identifica 760 de modo a identificar um grupo preferencial de turbinas eólicas 91 mediante determinação de que o grupo inicial de turbinas eólicas 91 não foi associado a recursos de ativação suficientes em comparação a um recurso de ativação limítrofe. Em um exemplo, a identificação 760 inclui selecionar como a terceira turbina eólica uma turbina que está mais próxima à primeira turbina eólica da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas que excluem a segunda turbina eólica. Em um segundo exemplo, a identificação 760 inclui selecionar como a terceira turbina eólica uma turbina que está localizada em uma borda da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas. Em um terceiro exemplo, a identificação 760 inclui selecionar como a terceira turbina eólica uma turbina que está alinhada axialmente com a primeira turbina e uma ou mais turbinas vizinhas, embora outras turbinas possam ser posicionadas entre a primeira e a terceira turbinas. Em um terceiro exemplo, a identificação 760 inclui selecionar como a terceira turbina eólica uma turbina que tem características espaciais específicas. Por exemplo, a terceira turbina eólica pode ser selecionada por “salto à frente” sobre segundas turbinas eólicas anteriormente identificadas ou constatando-se uma “turbina de borda” em que a terceira turbina está em uma borda do grupo de turbinas vizinhas.

[0067] Em pelo menos alguns exemplos, o novo o grupo de turbinas eólicas 91 que inclui a terceira turbina eólica selecionada é testada de modo similar. Mais especificamente, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também recupera uma terceira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma quarta pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à terceira turbina eólica, determina uma segunda pluralidade de recursos de ativação para a primeira turbina eólica e a terceira turbina eólica com base pelo menos parcialmente na terceira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na quarta pluralidade de dados de desempenho de histórico, determina se a segunda pluralidade de recursos de ativação é menor do que um recurso de ativação limítrofe, e identifica uma quarta turbina eólica, incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, para substituir a terceira turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica mediante determinação de que a segunda pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe.

[0068] Em uma realização alternativa, o recurso de ativação limítrofe pode ser computado depois que fatores de recalibragem são determinados para um grupo de turbinas eólicas 91 com o uso do método descrito na Figura 6. Nessa realização, as leituras de direção do vento recalibradas de cada turbina 80 são comparadas a aquelas de cada outra turbina 80 no parque eólico 82. Se as leituras recalibradas de uma turbina particular 80 estiverem em desacordo a uma grande extensão com uma maioria das turbinas 80 no parque eólico 82, pode-se concluir que o fator de recalibragem para a turbina particular 80 em desacordo foi computado de forma incorreta.

[0069] Agora em referência às Figuras 10 a 11, a Figura 10 é uma terceira plotagem polar 1000 que indica uma comparação entre os recursos de ativação previstos 1030 e os recursos de ativação atuais 1040 para um segundo par de turbinas eólicas enquanto a Figura 11 é uma quarta plotagem polar 1100 que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos 1030 e recursos de ativação atuais recalibrados 1110 para o segundo par de turbinas eólicas da Figura 10. Portanto, as Figuras 10 e 11 representam uma comparação entre recursos de ativação previstos 1030 e tanto os recursos de ativação atuais 1040 quanto os recursos de ativação recalibrados 1110 para o mesmo par de turbinas eólicas. Nas Figuras 10 e 11, o segundo par de turbinas eólicas é um par de turbinas eólicas A e B (não mostrado) que são identificadas 610 (mostradas na Figura 6) e comparadas para o propósito de recalibrar os valores de posição de nacela relatados pela turbina eólica A.

[0070] Na terceira plotagem polar 1000, a plotagem de dispersão 1010 inclui uma pluralidade de pontos de dados que indica dados de desempenho de histórico. Os recursos de ativação atuais 1040 são determinados 640 (mostrados na Figura 6) com base em plotagem de dispersão 1010 que representa dados de desempenho de histórico que são recuperados 630 (mostrados na Figura 6). Mais especificamente, os recursos de ativação atuais 1040 são determinados 640 calculando-se um mediano de movimento para a plotagem de dispersão 1010 através de 360° indicados na terceira plotagem polar 1000. Os recursos de ativação previstos 1030 são determinados 620 (mostrados na Figura 6) com base pelo menos parcialmente em informações de local associados a cada turbina eólica do segundo par de turbinas eólicas. O círculo de unidade 1020 é indicado para auxiliar na comparação. Quando qualquer um dos recursos de ativação previstos 1030 ou recursos de ativação atuais 1040 cruzam ou sobrepõem com o círculo de unidade 1020, uma relação de potência de 1,0 é indicada. Quando recursos de ativação previstos 1030 ou recursos de ativação atuais 1040 se estendem fora do círculo de unidade 1020, uma relação de potência maior do que 1,0 é indicada. Quando os recursos de ativação previstos 1030 ou os recursos de ativação atuais 1040 estão dentro de círculo de unidade 1020, uma relação de potência menor do que 1,0 é indicada.

[0071] Mais especificamente, a plotagem polar 1000 indica que recursos de ativação previstos 1030 e recursos de ativação atuais 1040 não sobrepõem substancialmente em pelo menos algumas áreas de recursos. Por exemplo, os recursos de recursos de ativação previstos 1030 indicados em 90° e 270° não são compatíveis com recursos similares de recursos de ativação atuais 1040 naqueles pontos na plotagem enquanto um recurso substancial de recursos de ativação atuais 1040 em aproximadamente 70° não é compatível com recursos similares de ativação previstos 1030. Consequentemente, conforme descrito no presente documento, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 pode identificar 650 (mostrado na Figura 6) uma variância entre recursos de ativação previstos 1030 e recursos de ativação atuais 1040 com base em dados indicados na terceira plotagem polar 1000. Desse modo, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 determina 660 (mostrado na Figura 6) um fator de recalibragem para pelo menos uma das turbinas eólicas associadas (isto é, turbinas eólicas A e B) com base na variância identificada.

[0072] A Figura 11 indica a quarta plotagem polar 1100 que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos 1030 (idênticos a aqueles da terceira plotagem polar 1000 mostrados na Figura 10) e recursos de ativação atuais recalibrados 1110 (que representam recursos de ativação atuais 1040 da Figura 10 recalibrados com base em variância identificada 650 conforme indicado na Figura 10). Conforme o recurso substancial de recurso de ativação atual 1040 indicados em aproximadamente 70° se ajustou em aproximadamente 90° na quarta plotagem polar 1100, o fator de recalibragem é indicado como aproximadamente 20° em sentido horário. As plotagens polares 1000 e 1100 são fornecidas para fins ilustrativos. Conforme descrito no presente documento, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 pode usar quaisquer métodos comparáveis e quaisquer dados comparáveis para implantar os métodos e sistemas descritos no presente documento. Sendo assim, dados, tais como dados de desempenho de histórico, recursos de ativação previstos, recursos de ativação atuais, e variância identificada podem ser fornecidos e indicados de maneira alternativa além de plotagens polares 1000 e 1100 incluindo, por exemplo, gráficos de relações de emissão de potência.

[0073] A Figura 8 é uma primeira plotagem polar 800 que indica uma comparação entre recursos de ativação previstos 830 e recursos de ativação atuais 840 para um primeiro par de turbinas eólicas A e C (não mostrados). Como na Figura 10, a variância entre recursos de ativação previstos 830 e recursos de ativação atuais 840 é identificada 650 (mostrada na Figura 6). Como na Figura 10, os recursos de ativação atuais 840 são determinados calculando-se um mediano de movimento para plotagem de dispersão 810. Novamente, os recursos de ativação significativos estão em recursos de ativação previstos 830 em aproximadamente 90° e 270° enquanto os recursos similares de ativação não estão presentes nos recursos de ativação atuais 840 nos mesmos locais. Consequentemente, um fator de recalibragem é determinado 660 com base em variância identificada e recursos de ativação atuais 840 podem ser recalibrados conforme indicado na Figura 9. No entanto, a Figura 9 indica que tal recalibragem pode ser insuficiente. Mais especificamente, a Figura 9, indica que, em aproximadamente 90° e aproximadamente 270°, os recursos de ativação atuais recalibrados 910 não incluem recursos significativos.

[0074] Nos exemplos, tais como as Figuras 8 e 9, o método 700 (mostrado na Figura 7) pode ser implantado pelo dispositivo de computação de calibração de nacela 105 para determinar que o par de turbinas eólicas A e C não é adequado para comparação para recalibrar a turbina eólica A. Mais especificamente, o par de turbinas eólicas A e C é identificado 710 e 720 (mostrados na Figura 7), dados de desempenho de histórico relacionados são recuperados 730 (mostrado na Figura 7) para determinar a pluralidade de recursos de ativação 740 (mostrados na Figura 7), tais como recursos de ativação atuais 840, e o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 determina 750 se recursos de ativação atuais 840 são menores do que um recurso de ativação limítrofe (não mostrados). Conforme indicado na Figura 8, os recursos de ativação atuais 840 carecem de qualquer recurso proeminente que poderia ser facilmente identificado como correspondendo a recursos de ativação previstos 830. Sendo assim, em pelo menos um exemplo, os recursos de ativação atuais 840 são menores do que um recurso de ativação limítrofe associado. Em outras palavras, o dispositivo de computação de calibração de nacela pode exigir que recursos de ativação atuais 840 correspondam substancialmente a recursos de ativação previstos 830. No exemplo das Figuras 8 e 9, o dispositivo de computação de calibração de nacela 105 também identifica uma terceira turbina eólica (tal como a turbina eólica B usada em plotagens polares 1000 e 1100 nas Figuras 10 e 11) para comparação.

[0075] Os sistemas implantados descritos acima por computador e métodos fornecem uma abordagem eficiente para monitorar e recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico. Os sistemas e métodos aprimoram substancialmente a precisão de relatório de posição de nacela para as turbinas eólicas e aprimoram de forma resultante o cálculo de direção do vento no parque eólico. Além disso, aprimorando-se o cálculo de direção do vento, os sistemas e métodos descritos facilitam o monitoramento e relatório aprimorado do desempenho e emissão de parque eólico.

[0076] Um efeito técnico dos métodos e sistemas implantados por computador descritos no presente documento inclui pelo menos um de (a) precisão aprimorada de relatório de posição de nacela; (b) determinação aprimorada de direção do vento em parques eólicos; (c) relatório e monitoramento intensificado de desempenho e emissão de parques eólicos; (d) esquemas de controle dependentes da direção do vento; e (e) diminuição de carga dependente da direção e maior rendimento de energia.

[0077] Realizações para monitorar e recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas em um parque eólico são descritas acima em detalhes. Os sistemas implantados por computador e métodos de operações de tais sistemas não são limitados às realizações específicas descritas no presente documento, mas, em vez disso, os componentes de sistemas e/ou etapas dos métodos podem ser utilizados independente e separadamente de outros componentes e/ou etapas descritas no presente documento. Por exemplo, os métodos também podem ser usados em combinação com outros sistemas e ambientes e não são limitados aos ambientes conforme descrito no presente documento. Em vez disso, a realização pode ser implantada e utilizada em conexão com muitas outras aplicações.

[0078] Embora recursos específicos de várias realizações da invenção possam ser mostrados em somente alguns desenhos e não em outros, isso é por conveniência somente. De acordo com os princípios da invenção, qualquer recurso de um desenho pode ser referenciado e/ou reivindicado em combinação com qualquer recurso de qualquer outro desenho.

[0079] Esta descrição escrita usa exemplos para revelar a invenção, incluindo o melhor modo, e também para permitir que qualquer técnico no assunto pratique a invenção, incluindo criar e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e realizar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido pelas reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorrem aos técnicos no assunto. Tais outros exemplos são destinados a estarem dentro do escopo das reivindicações se os mesmos tiverem elementos estruturais que não diferem da linguagem literal das reivindicações, ou se os mesmos incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças insubstanciais da linguagem literal das reivindicações.LISTA DE PARTES

Claims

1. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105) para recalibrar as posições de nacela de uma pluralidade de turbinas eólicas (91) em um parque eólico (82), caracterizado pelo dispositivo de computação de calibração de nacela compreender: um processador (115); e uma memória (110) acoplada ao processador, o processador programado para: identificar (610) pelo menos uma primeira turbina eólica e uma segunda turbina eólica incluídas dentro do parque eólico, em que cada turbina eólica associada inclui informações de local; determinar (620) uma primeira pluralidade de recursos de ativação previstos para as primeira e segunda turbinas eólicas com base pelo menos parcialmente nas informações de local de cada turbina eólica associada, em que os recursos de ativação representam relações de emissão de potência para turbinas eólicas em agrupamentos de turbina eólica (91); receber (630) uma primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à segunda turbina eólica; determinar (640) uma primeira pluralidade de recursos de ativação atuais com base na primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na segunda pluralidade de dados de desempenho histórico; determinar (750) se a primeira pluralidade de recursos de ativação atuais é menor do que um recurso de ativação limítrofe; e identificar (760) uma terceira turbina eólica para substituir a segunda turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica, mediante determinação de que a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe; determinar (620) uma segunda pluralidade de recursos de ativação previstos para a primeira turbina eólica e a terceira turbina eólica com base pelo menos parcialmente nas informações de local das primeira e terceira turbinas eólicas, em que os recursos de ativação representam relações de emissão de potência para turbinas eólicas em agrupamentos de turbina eólica (91); receber (630) uma terceira pluralidade de dados de desempenho histórico relacionados a primeira turbina eólica e a uma quarta pluralidade de dados de desempenho histórico relacionados a terceira turbina eólica respectivamente; determinar (640) uma segunda pluralidade de recursos de ativação atuais com base na terceira pluralidade de dados de desempenho histórico e na quarta pluralidade de dados de desempenho histórico respectivamente; identificar (650) uma variância entre a segunda pluralidade de recursos de ativação previstos e a segunda pluralidade de recursos de ativação atuais; e determinar (660) um fator de recalibragem para recalibragem de posição de nacela de pelo menos uma das turbinas eólicas associadas com base na variância identificada.

2. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo processador (115) ser programado adicionalmente para: aplicar um algoritmo de reunião de turbina eólica ao parque eólico para definir uma pluralidade de agrupamentos de turbina eólica (91), em que cada agrupamento de turbina eólica (91) da pluralidade de agrupamentos de turbina eólica inclui uma pluralidade de turbinas eólicas e um valor de ponderação de relação que representa uma proximidade entre a pluralidade de turbinas eólicas agrupadas dentro dos agrupamentos de turbina eólica (91); classificar os agrupamentos de turbina eólica (91) com base na ponderação de relação; e identificar uma pluralidade de agrupamentos de turbina eólica preferenciais com base nos agrupamentos de turbina eólica classificados.

3. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo processador (115) ser programado adicionalmente para: receber uma pluralidade de dados de desempenho atuais associados às turbinas eólicas associadas; e aplicar o fator de recalibragem aos dados de desempenho atuais recebidos para gerar um conjunto de dados de desempenho atuais ajustados.

4. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105), de acordo com qualquer uma das reinvindicações 1 a 3, caracterizado pelo processador (115) ser programado adicionalmente para: receber um primeiro valor de posição de nacela associado a uma primeira turbina eólica e um segundo valor de posição de nacela associado a uma segunda turbina eólica em que o primeiro valor de posição de nacela e o segundo valor de posição de nacela são associados a um primeiro período de tempo; determinar um primeiro diferencial entre o primeiro valor de posição de nacela e o segundo valor de posição de nacela; receber um terceiro valor de posição de nacela associado à primeira turbina eólica e um quarto valor de posição de nacela associado à segunda turbina eólica em que o terceiro valor de posição de nacela e o valor de quarta posição são associados a um segundo período de tempo posterior ao primeiro período de tempo; determinar um segundo diferencial entre o terceiro valor de posição de nacela e o quarto valor de posição de nacela; determinar se um recurso de etapa é indicado comparando-se o primeiro diferencial e o segundo diferencial; e transmitir uma solicitação para recalibragem de pelo menos um dentre a primeira turbina eólica e a segunda turbina eólica com base no recurso de etapa determinado.

5. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo processador (115) ser programado adicionalmente para: determinar uma porção primária dos recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais associados a um primeiro nível de variância; definir uma porção secundária dos recursos de ativação previstos e os recursos de ativação atuais associados a um segundo nível de variância, em que o primeiro nível de variância é maior do que o segundo nível de variância; identificar uma distinção primária com base na porção primária; e determinar o fator de recalibragem com base na distinção primária.

6. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo processador (115) ser programado adicionalmente para: identificar uma distinção secundária com base na porção secundária; e ajustar o fator de recalibragem com base na distinção secundária.

7. DISPOSITIVO DE COMPUTAÇÃO DE CALIBRAÇÃO DE NACELA (105), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo processador (115) ser programado adicionalmente para: identificar efeitos de ativação previstos associados às turbinas eólicas associadas; e determinar uma relação de potência entre as turbinas eólicas associadas com base nos efeitos de ativação previstos identificados.

8. MÉTODO (700) PARA RECALIBRAR AS POSIÇÕES DE NACELA DE UMA PLURALIDADE DE TURBINAS EÓLICAS (91) EM UM PARQUE EÓLICO (82) em que cada turbina eólica está em uma relação espacial com pelo menos uma pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, caracterizado pelo método implantado por um dispositivo de computação de calibração de nacela (105) incluir um processador (115) e um dispositivo de memória (110) acoplado ao processador, sendo que o método compreende: identificar (710) uma primeira turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas, em que a primeira turbina eólica está em uma primeira relação espacial com uma primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas incluídas dentro do parque eólico; identificar (720) uma segunda turbina eólica da pluralidade de turbinas eólicas como uma turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica, em que a segunda turbina eólica é incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas; recuperar (730) uma primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à segunda turbina eólica; determinar (740), com o uso do dispositivo de computação de calibração de nacela, uma primeira pluralidade de recursos de ativação para a primeira turbina eólica e a segunda turbina eólica com base pelo menos parcialmente na primeira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na segunda pluralidade de dados de desempenho de histórico, em que os recursos de ativação representam relações de emissão de potência para turbinas eólicas em agrupamentos de turbina eólica (91) ; determinar (750) se a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que um recurso de ativação limítrofe; e identificar (760) uma terceira turbina eólica, incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, para substituir a segunda turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica mediante determinação de que a primeira pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe.

9. MÉTODO (700), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por compreender adicionalmente: recuperar uma terceira pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à primeira turbina eólica e uma quarta pluralidade de dados de desempenho de histórico relacionados à terceira turbina eólica; determinar, com o uso do dispositivo de computação de calibração de nacela, uma segunda pluralidade de recursos de ativação para a primeira turbina eólica e a terceira turbina eólica com base pelo menos parcialmente na terceira pluralidade de dados de desempenho de histórico e na quarta pluralidade de dados de desempenho de histórico; determinar se a segunda pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe; e identificar uma quarta turbina eólica, incluída dentro da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, para substituir a terceira turbina eólica como a turbina eólica pareada associada à primeira turbina eólica mediante determinação de que a segunda pluralidade de recursos de ativação é menor do que o recurso de ativação limítrofe.

10. MÉTODO (700), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 9, caracterizado por identificar a terceira turbina eólica compreende selecionar, como a terceira turbina eólica, uma turbina eólica que está mais próxima à primeira turbina eólica da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas que excluem a segunda turbina eólica.

11. MÉTODO (700), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 10, caracterizado por identificar a terceira turbina eólica compreende selecionar como a terceira turbina eólica uma turbina eólica da primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas, que estão em uma linha de visão da primeira turbina eólica.

12. MÉTODO (700), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 11, caracterizado por compreender adicionalmente determinar o recurso de ativação limítrofe, com base pelo menos parcialmente em uma pluralidade de características locais associadas as primeira e segunda turbinas eólicas.

13. MÉTODO (700), de acordo com qualquer uma das reivindicações 8 a 12, caracterizado por compreender adicionalmente definir a primeira pluralidade de turbinas eólicas vizinhas com base em uma relação axial dentro do parque eólico.