BR102015029351B1

BR102015029351B1 - Método e sistema para otimizar operação de um parque eólico

Info

Publication number: BR102015029351B1
Application number: BR102015029351-8A
Authority: BR
Inventors: Vishal Cholapadi Ravindra; Akshay Krishnamurty Ambekar; Siddhanth CHANDRASHEKAR
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2014-11-24
Filing date: 2015-11-24
Publication date: 2022-09-20
Also published as: ES2880463T3; DK3023636T3; EP3023636A1; CA2912336C; US10100813B2; CA2912336A1; US20160146190A1; BR102015029351A2; EP3023636B1

Abstract

MÉTODOS PARA OTIMIZAR OPERAÇÃO DE UM PARQUE EÓLICO E SISTEMA PARA OTIMIZAR A OPERAÇÃO DE UM PARQUE EÓLICO A presente invenção refere-se aos métodos e sistemas para otimizar a operação de um parque eólico (100). O método inclui fornecer um modelo de turbilhonamento de parque eólico para o parque eólico (100) com base em parâmetros de turbilhonamento históricos que correspondem aos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação (102) no parque eólico (100). Outra etapa inclui monitorar um ou mais parâmetros de turbilhonamento em tempo real para turbinas eólicas (102) no parque eólico (100). Uma etapa adicional inclui identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação (102) a partir dos conjuntos de referência com base nos parâmetros de turbilhonamento. Outra etapa inclui determinar um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação (102) como uma função de pelo menos um dentre uma direção de vento, uma geometria entre as turbinas eólicas em interação (102) ou um componente sinuoso de turbilhonamento. O método também inclui atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento online com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento e controlar as turbinas eólicas em interação (102) com base no modelo de turbilhonamento atualizado.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] As realizações da presente invenção referem-se geralmente a turbinas eólicas e, mais particularmente, a sistemas e métodos online para otimizar a operação de um parque eólico.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] A energia eólica é considerada uma das fontes de energia mais limpas e mais ecologicamente corretas disponíveis no momento e as turbinas eólicas vêm obtendo grande atenção nessa realização. Uma turbina eólica moderna inclui, tipicamente, uma torre, um gerador, uma caixa de engrenagens, uma nacela e uma ou mais pás de rotor. As pás de rotor capturam energia cinética do vento com o uso de princípios de folha metálica conhecidos e transmitem a energia cinética através de energia rotacional para virar uma haste que acopla as pás de rotor a uma caixa de engrenagens ou, caso uma caixa de engrenagens não seja usada, diretamente ao gerador. Em seguida, o gerador converte a energia mecânica em energia elétrica que pode ser implantada a uma rede elétrica.

[003] Tais turbinas eólicas estão tipicamente localizadas em um parque eólico espalhado através de uma região geográfica específica de modo que o vento que passa pela região faça com que as pás associadas às turbinas eólicas girem. Tradicionalmente, os parques eólicos são controlados de um modo descentralizado para gerar a potência de modo que cada turbina seja operada para maximizar a saída de potência local e para minimizar os impactos de fatiga local e cargas extremas. Entretanto, na prática, tal otimização independente das turbinas eólicas ignora as metas de desempenho de parque eólico, levando desse modo a um desempenho abaixo do ideal em nível de parque eólico. Por exemplo, a otimização independente das turbinas eólicas pode não representar interações aerodinâmicas tal como efeitos de turbilhonamento entre turbinas vizinhas dentro do parque eólico que podem afetar uma saída de potência do parque eólico.

[004] Tipicamente, os efeitos de turbilhonamento incluem uma redução em velocidade de vento e turbulência de vento aumentada em uma turbina eólica a jusante devido a uma operação convencional de uma turbina eólica a montante. A velocidade de vento reduzida provoca uma redução proporcional em uma saída de potência da turbina eólica a jusante. Além disso, a turbulência aumentada aumenta as cargas de fadiga colocadas na turbina eólica a jusante. Diversos estudos têm relatado uma perda de mais de 10% na produção anual de energia (AEP) do parque eólico devido aos efeitos de turbilhonamento entre turbinas eólicas vizinhas independentemente otimizadas dentro do parque eólico.

[005] Consequentemente, algumas abordagens atualmente disponíveis tentam otimizar a geração de potência no parque eólico mitigando- se um impacto dos efeitos de turbilhonamento através de um controle coordenado das turbinas eólicas no parque eólico. Tipicamente, mitigar os efeitos de turbilhonamento envolve modelar com exatidão os efeitos de turbilhonamento experimentados nas diferentes turbinas eólicas no parque eólico. Por exemplo, modelos com base em impulso empírico ou semi-empírico e/ou com base em física de alta fidelidade podem ser usados para modelar os efeitos de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação aerodinâmica no parque eólico.

[006] Convencionalmente, os modelos empíricos ou semi- empíricos (modelos de turbilhonamento de engenharia) são gerados com base em dados de experimento de campo e/ou informações históricas de vento. Consequentemente, esses modelos podem ser usados para projetar os leiautes de parques eólicos de modo a otimizar um ou mais metas de desempenho antes da instalação das turbinas eólicas. Alternativamente, esses modelos podem ser usados para otimizar o desempenho do parque eólico subsequente à instalação.

[007] Uma abordagem de otimização, por exemplo, emprega os modelos de turbilhonamento de engenharia para determinar as configurações de controle para as turbinas eólicas. Particularmente, os modelos de turbilhonamento de engenharia determinam as configurações de controle de modo a operar turbinas a montante em eficiências mais baixas, que por sua vez, permite uma maior recuperação de energia nas turbinas a jusante. Outra abordagem usa os modelos de turbilhonamento de engenharia pata ajustar um alinhamento de guinada das turbinas a montante em relação a uma direção de vento entrante para conduzir os efeitos de turbilhonamento resultantes para longe das turbinas a jusante.

[008] Entretanto, os modelos de engenharia convencionais não tomam em conta o influxo de vento prevalecente e outras condições ambientais tal como estabilidade de camada limite atmosférica e intensidade de turbulência longitudinal. Como as condições ambientais no parque eólico tendem a mudar frequentemente, os modelos de turbilhonamento estimados com o uso dos modelos de turbilhonamento de engenharia podem ser imprecisos para uso durante a implantação em tempo real. A modelagem imprecisa das condições de turbilhonamento, por sua vez, pode resultar em uso de configurações de controle incorretas para as turbinas eólicas no parque eólico. Assim, as abordagens de otimização convencionais com o uso dos modelos de turbilhonamento de engenharia usualmente fornecem somente uma melhoria marginal na saída de desempenho de parque eólico.

[009] Outra abordagem de otimização emprega modelos de turbilhonamento de alta fidelidade, por exemplo, com base em modelagem de dinâmica de fluidos computacional. Tais modelos de turbilhonamento podem fornecer maior precisão em interações de turbilhonamento de modelagem. Os modelos de alta fidelidade implicam em medição e análise de uma ampla variedade de parâmetros que têm a necessidade de instrumentação adicional, computações complexas e custos associados. O custo e a complexidade associados aos modelos de alta fidelidade, portanto, podem impedir um uso mais amplo desses modelos em toda turbina no parque eólico e/ou para otimização em tempo real de operações em parque eólico.

[010] Abordagens ainda adicionais incluem otimizar os pontos de ajuste de controle enviados para as turbinas a montante, que são encontradas para turbilhonar outras turbinas a jusante, com base em previsões de um modelo de turbilhonamento, a fim de mitigar o déficit de velocidade de vento devido ao turbilhonamento em turbinas a jusante. Tais modelos são tipicamente referidos como um modelo de pares que prevê a razão de déficit de velocidade entre as turbinas a montante e a jusante. Uma das entradas para tais modelos é a linha que une o centro de eixo da turbina a montante e o centro do turbilhonamento no plano de rotor de turbina a jusante e a linha que conecta os centros de plano de rotor das duas turbinas. Os modelos de pares anteriores eram modelos de regressão offline, onde o deslocamento angular é calculado com base no pressuposto que o centro de turbilhonamento coincide com a direção média de vento projetada no plano de rotor de turbina a jusante. Tal pressuposto, entretanto, não leva em consideração o efeito sinuoso do turbilhonamento devido aos componentes laterais e verticais de velocidade de vento. Portanto, em tais modelos, o ângulo de deslocamento de turbilhonamento, devido à falta de consideração do efeito sinuoso, pode indicar que uma turbina está turbilhonada enquanto na realidade não está e vice- versa. Isso, por sua vez, pode penalizar o ponto de ajuste de controle de turbina a montante para ser conservativo ou agressivo, quando as previsões de turbilhonamento são imprecisas. Além disso, como o modelo de regressão de pares é um modelo offline, e é o mesmo modelo independentemente do terreno, do uso de solo ao redor do par de turbinas e/ou condições ambientais tais como o nível de turbulência ou estado de camada limite atmosférica.

[011] Consequentemente, existe a necessidade de um modelo de turbilhonamento de parque eólico adaptativo online que leve em consideração o uso de solo, condições atmosféricas e/ou condições ambientais ao redor do par de turbinas, além do componente sinuoso entre o par turbilhonado de turbinas eólicas.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[012] Realizações e vantagens da invenção serão apresentados em parte na descrição a seguir, ou podem ser óbvios a partir da descrição, ou podem ser aprendidos através da prática da invenção.

[013] De acordo com uma realização da presente invenção, um método para otimizar a operação de um parque eólico é revelado. O método inclui fornecer um modelo de turbilhonamento de parque eólico para o parque eólico com base em parâmetros de turbilhonamento históricos que correspondem aos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação no parque eólico. Outra etapa inclui monitorar um ou mais parâmetros de turbilhonamento em tempo real para turbinas eólicas no parque eólico. O método também inclui identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação a partir dos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação com base nos parâmetros de turbilhonamento em tempo real. Uma etapa adicional inclui atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico online com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento em tempo real. O método também inclui controlar as turbinas eólicas em interação com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico atualizado.

[014] Em outra realização, a presente invenção é direcionada a um método para otimizar a operação de um parque eólico. O método inclui monitorar, através de um ou mais sensores, um ou mais parâmetros de turbilhonamento para turbinas eólicas no parque eólico. Etapas adicionais incluem identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação das turbinas eólicas com base nos parâmetros de turbilhonamento monitorados. O método inclui adicionalmente determinar um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação como uma função de um ou mais dentre uma direção média de vento, geometria entre as duas turbinas eólicas em interação ou um componente sinuoso de turbilhonamento. Outra etapa inclui desenvolver um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento. Assim, o método também inclui controlar as turbinas eólicas em interação com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico.

[015] Em ainda outra realização, um sistema para otimizar a operação de um parque eólico é revelado. O sistema inclui um ou mais sensores configurados para medir uma pluralidade de parâmetros de turbilhonamento para uma ou mais dentre a pluralidade de turbinas eólicas no parque eólico e um controlador de parque eólico acoplado de modo operável aos um ou mais sensores. O controlador de parque eólico é configurado para desempenhar uma ou mais operações. Por exemplo, em uma realização, as operações incluem: identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação a partir das turbinas eólicas com base nos parâmetros de turbilhonamento monitorados, determinar um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação como uma função de um ou mais dentre uma direção média de vento, geometria entre as duas turbinas eólicas em interação ou um componente sinuoso de turbilhonamento, desenvolver um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento com o uso de turbina montada assim como sensores externos e controlar as turbinas eólicas em interação com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico.

[016] Essas e outras características, realizações e vantagens da presente invenção serão mais bem sustentadas e descritas em referência à seguinte descrição e reivindicações anexas. Os desenhos anexos, os quais são incorporados em e constituem-se em parte dessa especificação, ilustram realizações da invenção e, junto com a descrição, servem para explicar os princípios da invenção.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[017] A descrição completa e permissiva da presente invenção que inclui o melhor modo da mesma, direcionada a um técnico no assunto, é apresentada no relatório descritivo, que faz referência às Figuras anexas, nas quais: A Figura 1 ilustra um diagrama esquemático de uma realização de um parque eólico de acordo com a presente invenção; A Figura 2 ilustra um diagrama de blocos de uma realização de um processo implantado por um controlador de parque eólico para desenvolver um modelo de turbilhonamento de parque eólico online de acordo com a presente invenção; A Figura 3 ilustra um diagrama de blocos de outra realização de um processo implantado por um controlador de parque eólico para desenvolver um modelo de turbilhonamento de parque eólico online de acordo com a presente invenção; A Figura 4 ilustra um diagrama esquemático de uma realização de turbinas eólicas em interação em um parque eólico, que ilustra particularmente o ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação, de acordo com a presente invenção; A Figura 5 ilustra um diagrama esquemático de uma realização de turbinas eólicas em interação em um parque eólico, que ilustra particularmente o ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação, que inclui um componente sinuoso de turbilhonamento de acordo com a presente invenção; A Figura 6 ilustra um gráfico de uma realização de uma comparação entre o ângulo de deslocamento de turbilhonamento real e o ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado de acordo com a presente invenção; e A Figura 7 ilustra um fluxograma de uma realização de um método para otimizar a operação de um parque eólico de acordo com a presente invenção.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[018] Referências serão feitas agora em detalhe às realizações da invenção, sendo que um ou mais exemplos da mesma estão ilustrados nos desenhos. Cada exemplo é fornecido a título de explicações da invenção, não como limitação da invenção. De fato, será aparente para técnicos no assunto que várias modificações e variações podem ser feitas na presente invenção sem se afastar do escopo da invenção. Por exemplo, características ilustradas ou descritas como parte de uma realização podem ser usadas com outra realização para gerar ainda outra realização. Portanto, a presente invenção é destinada a abranger tais modificações e variações, conforme incluídas no escopo das reivindicações anexas e seus equivalentes.

[019] A descrição a seguir apresente realizações exemplificativas de sistemas online e métodos para otimizar a operação de um parque eólico. Particularmente, as realizações ilustradas no presente documento revelam um modelo de turbilhonamento de parque eólico online que adapta continuamente coeficiente de modelo com o uso de dados em tempo real coletados a partir de um ou mais sensores que podem ser localizados dentro ou fora da turbina eólica. Os dados podem incluir os parâmetros de turbilhonamento que incluem condições ambientais, leiaute geométrico do parque eólico e/ou informações operacionais que correspondem às turbinas eólicas. As condições ambientais, por exemplo, podem incluir a direção de vento prevalecente, velocidade de vento detectada em uma turbina eólica a montante (velocidade de vento a montante), a velocidade de vento detectada em uma turbina eólica a jusante (velocidade de vento a jusante), o cisalhamento de vento, o desvio de vento, a temperatura, a umidade e/ou a pressão. Os parâmetros de turbilhonamento podem incluir adicionalmente os dados de operação e configurações de controle tal como uma razão de velocidade de ponta, um ângulo de inclinação, um alinhamento de guinada, uma velocidade de gerador, uma saída de potência, uma saída de torque uma medição de impulso e/ou estados operacionais de turbinas eólicas individuais que fornecem as informações a respeito de quaisquer turbinas eólicas no parque eólico. Adicionalmente, os parâmetros de turbilhonamento também podem incluir leiaute geométrico conhecido do parque eólico que inclui as informações que correspondem ao terreno do parque eólico, número de turbinas vizinhas, reais localizações de turbina e/ou localizações relativas das turbinas eólicas a jusante e a montante.

[020] Adicionalmente, as realizações da presente invenção apresentam uma abordagem aumentada de dados que usa os parâmetros de turbilhonamento em tempo real para gerar e atualizar continuamente um modelo de turbilhonamento de parque eólico robusto. Especificamente, a abordagem orientada por dados usa os parâmetros de turbilhonamento para identificar conjuntos em interação aerodinâmica de turbinas eólicas e estimar interações de turbilhonamento correspondentes (conjuntos). As interações de turbilhonamento de conjunto, por sua vez, são usadas para gerar os modelos de turbilhonamento em nível de parque eólico em tempo real. A abordagem aumentada por dados pode determinar um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação como uma função de pelo menos um ou mais dentre uma direção média de vento, geometria entre os conjuntos de turbinas eólicas, e/ou um componente sinuoso de turbilhonamento. O uso de condições ambientais prevalecentes e estados operacionais atuais de turbinas individuais, assim como o ângulo de deslocamento de turbilhonamento, permite uma detecção mais precisa de interações de turbilhonamento que são experimentadas em tempo real nas turbinas eólicas a jusante, permitindo desse modo a determinação de um modelo de turbilhonamento de parque eólico online mais preciso que é continuamente adaptado em tempo real. Além disso, o modelo de turbilhonamento de parque eólico pode ser adaptado online mesmo sem o cálculo preciso do ângulo de deslocamento de turbilhonamento.

[021] Agora, em referência aos desenhos, a Figura 1 ilustra um parque eólico exemplificativo 100 de acordo com as realizações da presente invenção. Em uma realização, o parque eólico 100 inclui uma pluralidade de turbinas eólicas 102 disposta em um leiaute geométrico desejado. Por exemplo, as turbinas eólicas 102 podem estar dispostas aleatoriamente, em uma fileira única ou em um arranjo de fileiras e colunas com o uso de um ou mais algoritmos de otimização de leiaute. Em geral, os algoritmos de otimização podem ser projetados para maximizar os efeitos positivos de direção e velocidade de vento esperadas nas metas de desempenho tal como produção anual de energia (AEP), enquanto minimiza os efeitos negativos tal como um aumento em cargas de fadiga associadas a cada uma das turbinas eólicas individuais 102.

[022] Em uma realização, cada uma das turbinas eólicas 102 inclui um ou mais módulos de conversão de energia tais como pás de rotor 104, uma caixa de engrenagem de aceleração (não mostrada) e um gerador de potência (não mostrado) que converte a energia eólica em energia elétrica útil. Adicionalmente, as turbinas eólicas 102 também incluem mecanismos de inclinação de pá (não mostrado) para regular a saída de potência de turbina e velocidade de rotor, mecanismos de guinada (não mostrado), e um ou mais dispositivos de monitoramento (por exemplo, sensores) que funcionam de forma coesa com outros componentes das turbinas eólicas 102 para girar e alinhar as pás de rotor 104 em linha e/ou em relação à direção de vento prevalecente. Além disso, as turbinas eólicas 102 também podem incluir unidades de resfriamento (não mostradas) para impedir que os componentes das turbinas eólicas 102 superaqueçam, sistemas de travagem (não mostrados) para interromper as pás de rotor 104 de girar quando desejado e nacelas (não mostradas) para proteger os diferentes componentes das turbinas eólicas 102 de fatores ambientais.

[023] Tipicamente, as pás de rotor 104 das turbinas eólicas 102 são alinhadas em uma direção substancialmente similar, por exemplo, na direção de vento entrante durante a operação da turbina eólica 102. Tal alinhamento de pás, entretanto, posiciona certas turbinas eólicas a jusante 102 atrás de certas turbinas eólicas a montante 102 no parque eólico 100, resultando assim, em efeitos de turbilhonamento que adversamente impactam as operações das turbinas eólicas a jusante 102. Por exemplo, o sopro de vento através das pás de rotor 104 de turbinas eólicas a montante 102 provocam a rotação das pás correspondentes 104. As pás giratórias 104 convertem pelo menos um pouco da energia cinética do vento entrante em energia mecânica, reduzindo assim, a velocidade de vento experimentada na turbina eólica a jusante 102, enquanto aumenta ainda mais a turbulência.

[024] Uma vez que a saída de potência de turbinas eólicas 102 é proporcional a velocidade de vento entrante, uma redução em velocidade de vento na turbina eólica a jusante 102 devido aos efeitos de turbilhonamento reduz uma saída de potência correspondente. Adicionalmente, a turbulência provocada pelos efeitos de turbilhonamento podem danificar componentes de turbina devido ao carregamento de fadiga cíclica. Por exemplo, carregamento de fadiga pode iniciar pequenas rachaduras em superfícies dos componentes de turbina que podem aumentar em tamanho e se propagar, portanto, levando potencialmente a uma falha na turbina eólica a jusante 102.

[025] Além disso, como a otimização independente das turbinas eólicas podem agravar adicionalmente os efeitos de turbilhonamento, é desejado para configurar a operação das turbinas eólicas 102 de modo que a saída de potência do parque eólico AEP e/ou as cargas de fadiga no parque eólico 100 permaneçam dentro do limiar designado correspondente. Particularmente, é desejável para ajustar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico com base em valores variáveis de parâmetros de turbilhonamento tal como velocidade e direção de vento em tempo real de modo que as metas de desempenho de parque eólico sejam consistentemente alcançadas.

[026] Consequentemente, cada uma das turbinas eólicas 102 inclui um ou mais controladores de turbina 106 que regulam a operação das turbinas eólicas correspondentes 102 para mitigar os efeitos de turbilhonamento entre os conjuntos de turbinas eólicas em interação 102. Em uma realização, os controladores de turbina 106 regulam a operação das turbinas eólicas 102 com base em condições ambientais, entradas de usuário e/ou comandos recebidos a partir de um controlador de parque eólico associado108. Consequentemente, os controladores de turbina 106 podem incluir processadores de aplicação específica, controlador de lógica programável (PLC), processadores de sinal digital (DSPs), microcomputadores, microcontroladores, Circuitos Integrados de Aplicação Específica (ASICs) e/ou Arranjos de Portas Programável em Campo (FPGAs).

[027] Além disso, os controladores de turbina 106 podem ser acoplados comunicativamente ao controlador de parque eólico 108 e/ou a uma pluralidade de sensores 110 através de uma rede de comunicações com fio e/ou sem fio 112. A rede de comunicações 112, por exemplo, pode incluir a Internet, uma rede de área local (LAN), redes de área local sem fio (WLAN), redes de longa distância (WAN) tal como redes de Interoperabilidade Mundial para Acesso a Microondas (WiMax), redes por satélite, redes celulares, redes de sensor, redes ad hoc e/ou redes de curto alcance.

[028] Além disso, os sensores 110 podem fornecer medição direta ou indireta de parâmetros de turbilhonamento tal como velocidade de vento, direção de vento, temperatura ambiente, pressão, densidade, turbulência, cisalhamento de vento e/ou saída de potência das turbinas eólicas 102. Em certas realizações, os sensores 110 podem estar posicionados dentro e/ou fora do parque eólico 100 para medir os parâmetros de turbilhonamento tal como informações de controle de supervisão e de aquisição de dados (SCADA) que incluem vento experimentado e/ou esperado nas diferentes turbinas eólicas 102. Em uma realização, por exemplo, os sensores 110 podem estar dispostos em ou próximo às turbinas eólicas 102 para medir as informações de SCADA correspondentes às condições ambientais. As informações de SCADA podem ser usadas pelos controladores de turbina 106 e/ou pelo controlador de parque eólico 108 para estimar continuamente as interações aerodinâmicas entre os conjuntos de turbinas eólicas em interação 102.

[029] Assim, os sensores 110 auxiliam o controlador de parque eólico 108 em determinar os vários efeitos de turbilhonamento experimentados nas turbinas eólicas 102. Os efeitos de turbilhonamento experimentados em uma turbina a jusante, por exemplo, WTa jusante, resultam não somente a partir da operação de uma turbina a montante correspondente, por exemplo, WTa montante, mas também a partir de operação de outras turbinas eólicas 102 e o terreno circundante no parque eólico 100. Tipicamente, devido ao tamanho e leiaute do parque eólico 100, os efeitos de turbilhonamento cascateiam a partir de uma turbina eólica a montante 102 para duas ou mais turbinas eólicas a jusante 102 que estão localizadas na trajetória do vento entrante. Consequentemente, o controlador de parque eólico 108 pode desenvolver inicialmente um modelo de turbilhonamento de parque eólico de linha de base em parâmetros de turbilhonamento históricos correspondentes aos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação no parque eólico. Fornecendo- se o modelo de turbilhonamento de parque eólico online de linha de base, o modelo pode ser continuamente atualizado em tempo real com dados de sensor atualizados de acordo com a presente invenção.

[030] Mais especificamente, o controlador de parque eólico 108 é configurado para processar os valores medidos a partir dos sensores 110 para desenvolver e manter o modelo de turbilhonamento de parque eólico online. Por exemplo, conforme mostrado na Figura 2, o controlador de parque eólico 108 recebe continuamente uma pluralidade de sinais de sensores medidos em tempo real (por exemplo, entradas medidas 122), que inclui, mas não se limita a velocidade de rotor, ângulo de inclinação e/ou saída de potência das turbinas a montante e a jusante. Por exemplo, as entradas medidas 122, assim como o ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido βM, são filtrados através de um estimador 124 tal como, mas não limitado a um filtro de Kalman, quadrados mínimos, um filtro de partículas ou similares para determinar as saídas estimadas 128 para desenvolver o modelo de turbilhonamento de parque eólico online. Um filtro de Kalman, também conhecido como estimativa quadrática linear (LQE), é um algoritmo que usa uma série de medições observadas ao longo do tempo, que tipicamente contém ruído, e produz estimativas de variáveis desconhecidas que tendem a ser mais precisas do que aquelas com base em uma única medição sozinha. Em uma tal realização, as dinâmicas a montante podem ser independentes das dinâmicas de turbina a jusante e as dinâmicas de turbina a jusante podem estar relacionadas às dinâmicas de turbina a montante através do modelo de pares de turbilhonamento online. As saídas estimadas 128 podem incluir, por exemplo, velocidades de rotos para as turbinas eólicas a montante e a jusante, o componente sinuoso de turbilhonamento QB, a turbulência nas turbinas eólicas a montante e a jusante, o ângulo de inclinação das turbinas eólicas a montante e a jusante, velocidades de vento para as turbinas eólicas a montante e a jusante e/ou saída de potência das turbinas eólicas a montante e a jusante.

[031] Alternativamente, conforme mostrado na figura 3, as dinâmicas de turbina a montante podem ser “alimentadas adiante” como entradas para a turbina a jusante. Assim, em uma realização da presente invenção, a estimativa distribuída pode ser utilizada empregando-se estimadores separados para as turbinas a montante e a jusante. Mais especificamente, as entradas medidas 132 a partir da turbina eólica a montante WTa montante (por exemplo, velocidade de rotor, ângulo de inclinação, e/ou saída de potência) podem ser filtradas através de estimador 134 e as saídas estimadas 138 (por exemplo, velocidade de rotor estimada, turbulência estimada, velocidade de vento estimada, ângulo de inclinação estimado e/ou saída de potência estimada) a partir de turbina eólica a montante WTa montante podem ser usadas como entradas para o estimador 144, além das entradas medidas WTa jusante 142 (por exemplo, velocidade de rotor, ângulo de inclinação, e/ou saída de potência) e o ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido βM 146. Deve ser entendido que os Estimadores 134, 144 podem ser qualquer estimador adequado conhecido na técnica ou descrito no presente documento, que inclui, mas não se limita a um filtro de Kalman, quadrados mínimos, um filtro de partículas ou similares. Assim, as dinâmicas de turbina a jusante estão relacionadas às dinâmicas de turbina a montante através do modelo de pares de turbilhonamento. As saídas estimadas WTa jusante 148 podem incluir, por exemplo, o componente sinuoso de turbilhonamento estimado QB, a velocidade de rotor estimada, a turbulência, o ângulo de inclinação e/ou a saída de potência.

[032] O componente sinuoso de turbilhonamento estimado nB pode ser mais bem entendido em referência às Figuras 4 a 6. Conforme mencionado, uma das entradas para o modelo de pares de turbilhonamento online é o verdadeiro ângulo de deslocamento de turbilhonamento β, que é o ângulo entre o centro (linha 118) do turbilhonamento na turbina eólica a jusante WTa jusante e a linha 120 que conectar os centros de plano de rotor das duas turbinas eólicas em interação WTa jusante, WTa montante. Entretanto, esquemas de controle anteriores determinaram o ângulo de deslocamento de turbilhonamento β com base no pressuposto que o centro de turbilhonamento coincide com a direção média de vento 116 na turbina eólica a jusante WTa jusante. Tal pressuposto, entretanto, não leva em consideração o componente sinuoso dos efeitos de turbilhonamento devido aos componentes laterais de velocidade de vento. Assim, conforme mostrado nas Figuras 4 e 5, o controlador de parque eólico 108 é configurado para determinar o verdadeiro ângulo de deslocamento de turbilhonamento βA entre as turbinas eólicas em interação WTa jusante, WTa montante como uma função de uma direção de vento, um ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido βM e um componente sinuoso de turbilhonamento nβ. Por exemplo, em uma realização, o ângulo de deslocamento de turbilhonamento real βA entre as turbinas eólicas em interação pode ser igual a soma do ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido βM e o componente sinuoso de turbilhonamento nβ. Assim, o controlador de parque eólico 108 é configurado para desenvolver e atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico online para as turbinas eólicas em interação com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e o ângulo de deslocamento de turbilhonamento real βA, que toma em consideração o componente sinuoso dos efeitos de turbilhonamento devido aos componentes laterais de velocidade de vento. Alternativamente, o controlador de parque eólico 108 pode ser configurado para atualizar o modelo de turbilhonamento independente do cálculo do ângulo de deslocamento de turbilhonamento real.

[033] O componente sinuoso de turbilhonamento nβ pode ser determinado em uma variedade de formas. Por exemplo, em uma realização, o componente sinuoso de turbilhonamento pode ser determinado como uma função da velocidade de vento medida. Mais especificamente, em certas realizações, o componente sinuoso de turbilhonamento pode ser estimado online através de um processo de ruído, por exemplo, modelando-se o efeito de componentes de velocidade de vento laterais e verticais. Em outra realização, conforme mostrado nas figuras 2 e 3, o componente sinuoso de turbilhonamento pode ser determinado através de um filtro de Kalman. Assim, em tais realizações, o controlador de parque eólico 108 pode usar um estimador, por exemplo, um filtro de Kalman, para estimar as velocidades de vento de turbina a montante e a jusante e o componente de processo de ruído sinuoso de turbilhonamento do ângulo de deslocamento de turbilhonamento. Além disso, conforme mencionado, as medições de velocidade de rotor a montante e a jusante, ângulo de inclinação e potência elétrica também podem ser usadas.

[034] Referindo-se particularmente à Figura 6, um gráfico 150 que ilustra vários benefícios da presente invenção é retratado. Mais especificamente, o gráfico 130 ilustra o ângulo de deslocamento de turbilhonamento real 152 comparado ao ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado 154 conforme determinado pela presente invenção, assim como o ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado 156 conforme determinado por tecnologias de controle anteriores. Conforme mostrado, o ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado 154 conforme determinado pela presente invenção, que inclui o componente sinuoso de turbilhonamento QB, fornece um método mais preciso para rastrear o ângulo de deslocamento de turbilhonamento real 152 quando comparado aos métodos anteriores que calculam o ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado 156. Em certas realizações, por exemplo, a presente invenção fornece um aprimoramento de 60% em precisão do ângulo de deslocamento de turbilhonamento β em relação aos métodos anteriores.

[035] Em realizações adicionais, o controlador de parque eólico 108 adapta continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico online para controlar as turbinas eólicas em interação de modo a maximizar a saída de potência do parque eólico e/ou a AEP em vista de condições ambientais variáveis. A Figura 7 ilustra um fluxograma 200 que retrata um método exemplificativo para otimizar a operação de um parque eólico. No presente relatório descritivo, as realizações do método exemplificativo podem ser descritas em um contexto geral de instruções executáveis em computador não transitório em um sistema de computação ou um processador. Em geral, instruções executáveis por computador podem incluir rotinas, programas, objetivos, componentes, estruturas de dados, procedimentos, módulos, funções e similares que desempenham funções particulares ou implantam tipos de dados abstratos particulares.

[036] Adicionalmente, as realizações do método exemplificativo 200 também podem ser praticadas em um ambiente de computação distribuída onde as funções de otimização são desempenhadas por dispositivos de processamento remoto que são ligados através de uma rede de comunicação com fio e/ou sem fio. No ambiente de computação distribuída, as instruções executáveis por computador podem estar localizadas tanto na mídia de armazenamento de computador local quanto no remoto, que inclui dispositivos de armazenamento de memória.

[037] Ademais, na Figura 7, o método exemplificativo 200 é ilustrado como uma coleção de blocos em um fluxograma lógico, que representa as operações que podem ser implantadas em hardware, software ou combinações dos mesmos. A ordem em que o método exemplificativo é descrito não é concebida para ser interpretada como uma limitação, e qualquer número dos blocos descritos podem ser combinados em qualquer ordem para implantar o método exemplificativo revelado no presente documento, ou um método alternativo equivalente. Adicionalmente, certos blocos podem ser deletados a partir do método exemplificativo ou aumentado por blocos adicionais com funcionalidade adicionada sem se desviar do escopo do assunto descrito no presente documento.

[038] Conforme mostrado na Figura 7, um fluxograma do método 200 para otimizar a operação de um parque eólico é ilustrado. O método 200 começa na etapa 202, onde um ou mais sensores monitoram um ou mais parâmetros de turbilhonamento para turbinas eólicas no parque eólico. Em uma realização, os parâmetros de turbilhonamento, conforme observado anteriormente, incluem condições ambientais, configurações de controle para turbinas eólicas individuais, o leiaute geométrico do parque eólico e/ou qualquer parâmetro que possa afetar a eficiência operacional das turbinas eólicas individuais e/ou o parque eólico total. Em certas realizações, somente certos parâmetros de turbilhonamento tais como a velocidade de vento a montante, a velocidade de vento a jusante, a direção de vento, as configurações de controle e/ou os estados de operação ou não operação das turbinas são recebidos continuamente. Outros parâmetros de turbilhonamento,por exemplo, o leiaute geométrico do parque eólico, podem ser recebidos somente uma vez ou podem ser recuperados a partir de um dispositivo de armazenamento.

[039] Embora diversos parâmetros de turbilhonamento possam ser monitorados simultaneamente em um parque eólico, na presente invenção, diferentes subconjuntos de parâmetros de turbilhonamento podem ser selecionados para diferentes condições de operação, tal como durante o dia e a noite, durante condições calmas e tempestuosas e/ou para otimizar diferentes metas de desempenho. Em uma implantação exemplificativa que visa maximizar uma saída de potência do parque eólico, o subconjunto de parâmetros de turbilhonamento incluem valores correspondentes a um ângulo de inclinação, a uma razão de velocidade de ponta e velocidade de vento que corresponde à turbina eólica a montante, e uma velocidade de vento em uma turbina a jusante correspondente segregados para cara conjunto de referência. Em outra realização, as velocidades de vento podem ser medidas diretamente ou estimadas a partir de medições de potência de turbina, velocidade de rotor e ângulo de inclinação. Em realizações adicionais, os valores segregados são processados para filtrar os dados de ruído tal como quando a razão de velocidade de ponta está acima ou abaixo do limiar designado para fornecer modelagem mais precisa dos valores históricos dos parâmetros de turbilhonamento.

[040] Adicionalmente, na etapa 204, pelo menos duas turbinas eólicas em interação são identificadas a partir das turbinas eólicas no parque eólico com base nos parâmetros de turbilhonamento monitorados. Particularmente, em uma realização, o controlador de parque eólico 108 pode ser configurado para identificar as turbinas eólicas em interação com base na direção de vento prevalecente e no leiaute geométrico do parque eólico. Adicionalmente, o controlador de parque eólico 108 pode usar o leiaute geométrico do parque eólico 100 para determinar as turbinas vizinhas e/ou posições relativas das turbinas eólicas 102 para uma direção de vento detectada. As posições relativas, por sua vez, podem permitir a identificação de conjuntos de turbinas eólicas em interação de modo que cada conjunto inclua pelo menos uma turbina eólica a montante e pelo menos uma turbina eólica a jusante que experienciem os efeitos de turbilhonamento.

[041] Alternativamente, em certas realizações, o controlador de parque eólico 108 pode empregar um modelo de turbilhonamento de engenharia tal como modelo de Jensen ou Ainslie para identificar os conjuntos de turbinas eólicas em interação aerodinâmica. Em geral, os modelos de Jensen ou Ainslie podem identificar os conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação, por exemplo, com base em localizações relativas de turbinas vizinhas, um coeficiente de impulso de cada turbina eólica 102 e/ou as condições de vento prevalecentes. Especificamente, o modelo de Jensen pode prever um déficit de velocidade na turbina eólica a jusante, por exemplo, com base em uma velocidade de vento, uma direção de vento e um coeficiente de impulso que corresponde à turbina eólica a montante, e uma localização da turbina eólica a jusante. O déficit de velocidade é representativo de interações de turbilhonamento entre duas turbinas eólicas e, assim, auxilia em identificar os conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação.

[042] Além disso, na etapa 206, o controlador de parque eólico 108 determina um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação como uma função de um ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido e o componente sinuoso de turbilhonamento, discutidos acima. Por exemplo, conforme mencionado, o componente sinuoso de turbilhonamento pode ser determinado como uma função da velocidade de vento medida. Mais especificamente, em certas realizações, o componente sinuoso de turbilhonamento pode ser estimado online através de um processo de ruído, por exemplo, modelando-se o ruído de um ou mais parâmetros de turbilhonamento a partir das turbinas eólicas em interação. Em outra realização, o componente sinuoso de turbilhonamento pode ser determinado através de um filtro de Kalman, que estima a velocidade de vento de turbinas a montante e a jusante e o componente de processo de ruído sinuoso de turbilhonamento do ângulo de deslocamento de turbilhonamento. Além disso, as medições de velocidade de rotor a montante e a jusante, o ângulo de inclinação e a potência elétrica também podem ser usados.

[043] Adicionalmente, em 208, o controlador de parque eólico 108 desenvolve um ou mais modelos de turbilhonamento de parque eólico online para os conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento. Conforme usado no presente documento, os temos “conjunto” ou “conjuntos” são usados para se referir a um grupo de duas ou mais quantidades. Particularmente, em uma realização, cada um dos conjuntos de turbinas eólicas corresponde a um par de turbinas eólicas. Em outras realizações, entretanto, cada um dos conjuntos pode incluir três ou mais turbinas eólicas. Pode ser observado que os efeitos de turbilhonamento ocorrem de uma maneira conjunta entre conjuntos de turbinas a montante correspondentes e de interações a jusante para uma direção de vento particular. Uma estimativa de conjuntos dos efeitos de turbilhonamento é, então, agregada para fornecer uma estimativa do efeito de turbilhonamento de parque eólico. Essa estimativa de conjuntos é determinada com o uso de um ou mais modelos de turbilhonamento históricos gerados para cada conjunto de referência.

[044] Adicionalmente, na etapa 210, o controlador de parque eólico 108 é configurado para controlar as turbinas eólicas em interação com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico online. Mais especificamente, o modelo de turbilhonamento pode ser adaptado e/ou atualizado continuamente com base em um modelo inicial genérico, com o uso de sinais a partir dos sensores 110. Assim, o modelo de turbilhonamento da presente invenção tem a capacidade de fornecer configurações de controle mais precisas com base em condições reais de local.

[045] Pode ser observado que os exemplos supracitados, demostrações e etapas de processo que podem ser desempenhados por certos componentes dos sistemas apresentados, por exemplo, pelos controladores de turbina 106 e/ou controlador de parque eólico 108 da Figura 1 podem ser implantados por código adequado em um sistema com base em processador. Para essa finalidade, o sistema com base em processador, por exemplo, pode incluir um computador de propósito geral ou de propósito especial. Também deve ser observado que diferentes implantações da presente invenção podem desempenhar algumas ou todas as etapas descritas no presente documento em ordens diferentes ou de modo substancialmente simultâneo.

[046] Adicionalmente, as funções podem ser implantadas em uma variedade de linguagens de programação, que inclui, mas não se limita a Ruby, Hypertext Preprocessor (PHP), Perl, Delphi, Python, C, C++, ou Java. Tal código pode ser armazenado ou adaptado para armazenar em um ou mais meios legíveis por máquina tangíveis, tal como em chips de repositório de dados, discos rígidos remoto ou local, discos ópticos (isto é, CDs ou DVDs), drives de estado sólido ou outros meios, que podem ser acessados por um sistema com base em processador para executar o código armazenado.

[047] Embora características específicas de realizações da presente invenção possam ser mostradas e/ou descritas em relação a alguns desenhos e não a outros, isso se dá somente por conveniência. Deve ser entendido que os recursos descritos, estruturas e/ou características podem ser combinadas e/ou usadas indiferentemente de qualquer maneira adequada nas várias realizações, por exemplo, para construir conjuntos adicionais e métodos para uso em otimização de parque eólico.

[048] Enquanto apenas certos recursos da presente invenção foram ilustrados e descritos no presente documento, muitas modificações e alterações irão ocorrer ao técnico no assunto. Portanto, deve ser entendido que as reivindicações anexas se destinam a abranger todas tais modificações e alterações que estão dentro do escopo verdadeiro da invenção. LISTA DE PARTES 100 Parque eólico 102 Turbina eólica 104 Pás de rotor 106 Controlador de turbina 108 Controlador de parque eólico 110 Sensores 112 Rede de comunicações 114 Repositório de armazenamento 116 Direção de vento 118 Centro de turbilhonamento 120 Linha 122 Entradas medidas 124 Estimador 126 Ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido 128 Saídas medidas 132 Entradas medidas 134 Estimador 138 Saídas medidas 142 Entradas medidas 144 Estimador 146 Ângulo de deslocamento de turbilhonamento medido 148 Saídas estimadas 150 Gráfico 152 Ângulo de deslocamento de turbilhonamento real 154 Ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado (presente invenção) 156 Ângulo de deslocamento de turbilhonamento estimado (tecnologias de controle anteriores) 200 Método 202 Etapa do método 204 Etapa do método 206 Etapa do método 208 Etapa do método

Claims

1. MÉTODO (200) PARA OTIMIZAR OPERAÇÃO DE UM PARQUE EÓLICO (100), o método (200) compreendendo: fornecer um modelo de turbilhonamento de parque eólico para o parque eólico (100) com base em parâmetros de turbilhonamento históricos que correspondem aos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação (102) no parque eólico (100); monitorar (202), através de um ou mais sensores (110), um ou mais parâmetros de turbilhonamento em tempo real para turbinas eólicas (102) no parque eólico (100); desenvolver (208) um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação (102) com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados; e controlar as turbinas eólicas em interação (102) com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico atualizado; o método (200) caracterizado por compreender adicionalmente identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação (102) a partir dos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação (102) com base nos parâmetros de turbilhonamento em tempo real; atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico online com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento em tempo real; e determinar (206) um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação (102) como uma função de pelo menos uma direção média de vento e um componente sinuoso de turbilhonamento, o componente sinuoso de turbilhonamento correspondendo a um desvio em uma faixa de turbilhonamento devido componentes laterais de velocidade de vento; em que desenvolver um modelo de turbilhonamento compreende desenvolver (208) um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação (102) com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento.

2. MÉTODO (200), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente determinar o componente sinuoso de turbilhonamento em tempo real como uma função da velocidade de vento medida.

3. MÉTODO (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado por compreender adicionalmente determinar o componente sinuoso de turbilhonamento através de um estimador (124).

4. MÉTODO (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por compreender adicionalmente medir, através de um ou mais sensores (110), dados de operação em tempo real para as turbinas eólicas interativas (102) e atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico com base pelo menos parcialmente nos dados de operação e nos parâmetros de turbilhonamento monitorados.

5. MÉTODO (200) PARA OTIMIZAR A OPERAÇÃO DE UM PARQUE EÓLICO (100), conforme definido na reivindicação 1, o método (200) caracterizado por compreender: monitorar (202), através de um ou mais sensores (110), um ou mais parâmetros de turbilhonamento para turbinas eólicas (102) no parque eólico (100); identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação (102) a partir das turbinas eólicas (102) com base nos parâmetros de turbilhonamento monitorados; determinar (206) um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação (102) como uma função de pelo menos uma direção média de vento e um componente sinuoso de turbilhonamento; desenvolver (208) um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação (102) com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento; e controlar as turbinas eólicas em interação (102) com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico; desenvolver um modelo de turbilhonamento de parque eólico compreende: fornecer um modelo de turbilhonamento de parque eólico para o parque eólico (100) com base em parâmetros de turbilhonamento históricos que correspondem aos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação (102) no parque eólico (100); e atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico online com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento em tempo real e ângulos de deslocamento de turbilhonamento; e em que identificar turbinas eólicas compreende identificar (204) pelo menos duas turbinas eólicas em interação (102) a partir dos conjuntos de referência de turbinas eólicas em interação (102) com base nos parâmetros de turbilhonamento monitorados em tempo real.

6. MÉTODO (200), de acordo com a reivindicação 5,caracterizado por determinar um ângulo de deslocamento de turbilhonamento compreender determinar (206) um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as duas turbinas eólicas em interação (102) como uma função de uma direção média de vento, uma geometria entre as duas turbinas eólicas em interação (102) e um componente sinuoso de turbilhonamento.

7. MÉTODO (200), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por compreender adicionalmente determinar o componente sinuoso de turbilhonamento em tempo real como uma função da velocidade de vento medida.

8. MÉTODO (200), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por compreender adicionalmente determinar o componente sinuoso de turbilhonamento através de um estimador (124).

9. MÉTODO (200), de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo estimador (124) compreender pelo menos um dentre um filtro de Kalman, quadrados mínimos ou um filtro de partículas.

10. MÉTODO (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 9, caracterizado por compreender adicionalmente medir, através de um ou mais sensores (110), dados de operação em tempo real para as turbinas eólicas interativas (102) e atualizar continuamente o modelo de turbilhonamento de parque eólico com base pelo menos parcialmente nos dados de operação e nos parâmetros de turbilhonamento monitorados.

11. MÉTODO (200), de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelos dados de operação compreenderem adicionalmente pelo menos um dentre velocidade de rotor, velocidade de gerador, ângulo de inclinação, saída de torque ou saída de potência.

12. MÉTODO (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 11, caracterizado pelos parâmetros de turbilhonamento compreenderem pelo menos um dentre direção de vento, velocidade de vento em uma turbina eólica a montante, velocidade de vento em uma turbina eólica a jusante, turbulência de vento, cisalhamento de vento, desvio de vento, temperatura ambiente, pressão, umidade, uma razão de velocidade de ponta, um desalinhamento de guinada, informações de leiaute geométrico do parque eólico (100) ou combinações dos mesmos.

13. MÉTODO (200), de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 12, caracterizado por cada um dos conjuntos de turbinas eólicas em interação (102) compreenderem um par de turbinas eólicas (102).

14. SISTEMA PARA OTIMIZAR A OPERAÇÃO DE UM PARQUE EÓLICO (100), compreendendo: um ou mais sensores (110) configurados para medir uma pluralidade de parâmetros de turbilhonamento para uma ou mais dentre a pluralidade de turbinas eólicas (102) no parque eólico (100); e um controlador de parque eólico (108) acoplado de modo operável ao um ou mais sensores (110), em que o controlador de parque eólico (108) é configurado para realizar uma ou mais operações, em que as operações compreendem: desenvolver (208) um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação (102) com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados; e controlar as turbinas eólicas em interação (102) com base no modelo de turbilhonamento de parque eólico; caracterizado pelas operações do controlador de parque eólico (108) compreenderem adicionalmente: identificar pelo menos duas turbinas eólicas em interação (102) a partir das turbinas eólicas (102) com base nos parâmetros de turbilhonamento monitorados; determinar (206) um ângulo de deslocamento de turbilhonamento entre as turbinas eólicas em interação (102) como uma função de pelo menos uma direção média de vento e um componente sinuoso de turbilhonamento, o componente sinuoso de turbilhonamento correspondendo a um desvio em uma faixa de turbilhonamento devido componentes laterais de velocidade de vento; em que desenvolver um modelo de turbilhonamento compreende desenvolver (208) um modelo de turbilhonamento de parque eólico para as turbinas eólicas em interação (102) com base pelo menos parcialmente nos parâmetros de turbilhonamento monitorados e no ângulo de deslocamento de turbilhonamento.