Brevet FR3159991A1 — publié le 20250912

La présente invention concerne un système (2) de supervision d'éolienne (1) à implanter et/ou implantée sur un site de production balayé par des vents avec des composantes (200) dont une direction (201) principale dans un référentiel (300), chaque éolienne (1) comprenant un mât (101) recevant à son extrémité supérieure une nacelle (102) avec une orientation angulaire dans ledit référentiel (300), ledit système (2) de supervision comprenant des moyens de mesure sur site sur une période temporelle de ladite direction (201) principale, des moyens de contrôle permettant la modification de ladite orientation angulaire de ladite nacelle (102), caractérisé en ce qu'il comprend des moyens de détection de ladite orientation angulaire, un module (23) de détermination d'au moins un différentiel (400) angulaire à partir de ladite direction (201) principale mesurée et de ladite orientation angulaire détectée, correspondant à une erreur d'alignement en lacet que lesdits moyens de contrôle corrigent en modifiant l'orientation angulaire de chaque nacelle (102). Figure pour l'abrégé : Fig. 10 Système de supervision d'un parc éolien Domaine technique de l'invention La présente invention entre dans le domaine de la gestion de la production d'énergie électrique au sein d'un parc éolien et vise la supervision d'au moins une éolienne. De manière connue, un parc éolien comprend plusieurs éoliennes, implantées sur un site géographique et espacées entre elles, de manière à assurer un rendement maximal pour chacune des éoliennes et ainsi optimiser la production globale en énergie dudit site. La conception et l'implantation des éoliennes au sein d'un parc s'effectue en prenant en compte de nombreux facteurs, en particulier en fonction de la topographie du site, ainsi que de modèles météorologiques enregistrés localement ainsi qu'à plus grande échelle. En effet, les vents sur un site présentent des nombreuses composantes, comme la vitesse et la direction, mais aussi le cisaillement et la densité de l'air. Ces composantes sont liées à d'autres variables météorologiques, comme les températures, la pression atmosphérique ou l'hygrométrie. Ces variables dépendent de différents facteurs temporels, essentiellement en fonction de la saison, mais aussi sur une durée plus courte, hebdomadaire ou journalière, en fonction de phénomènes météorologiques (averses, orages, tempêtes, etc), ou encore plus courte, de l'ordre de la seconde à plusieurs heures, comme pour des bourrasques ou des turbulences. Par ailleurs, les vents sont fortement impactés par la topographie du site, en particulier les reliefs, susceptibles de générer un soulèvement orographique ou un vent de couloir. De plus, les différences de températures entre le sol et les strates atmosphériques génèrent des courants thermiques, évoluant au fil de la journée et dépendant essentiellement de l'ensoleillement et des densités desdites strates. Plus localement au niveau du sol, les vents sont impactés par les types des surfaces des sols et la végétation, voire les autres infrastructures présentes, tout particulièrement les autres éoliennes créant en aval un effet de sillage et des turbulences. Dès lors, la position géographique de chaque éolienne sur le site et leur espacement les unes par rapport aux autres sont primordiaux, afin d'optimiser le rendement dudit parc. D'autre part, les éoliennes présentent aussi des caractéristiques techniques, liées à leur structure (hauteur du moyeux, diamètre du rotor, type de pales, puissance nominale du générateur, etc) induisant des spécifications d'opération (courbes de puissance, courbes de poussée, etc), en fonction des composantes des vents à un instant donné. A ce titre, chacune des éoliennes en opération est contrôlée pour adapter sa configuration de fonctionnement, en particulier l'orientation de la nacelle, par exemple en alignement avec le vent dominant localement à un instant donné, mais aussi sa vitesse de rotation en fonction de la force du vent, notamment pour protéger ses composants vis-à-vis de charges et de contraintes mécaniques trop importantes. En outre, l'implantation d'un parc éolien est régie par différentes réglementations, liées à la sûreté mais aussi à l'environnement, en particulier pour limiter les nuisances sonores et pour la protection des animaux, notamment l'avifaune et les espèces chiroptères. Par ailleurs, il convient de prévoir des plans de maintenance régulière des éoliennes, empêchant leur fonctionnement pendant la durée de ces interventions. Pour chaque cas, le fonctionnement des éoliennes est bridé, entraînant des pertes de performances qu'il convient de prévoir et de minimiser. On comprend alors la nécessité de superviser chaque éolienne du parc et la complexité de gérer et prendre en considération chacun des paramètres susmentionnés, pour optimiser la production énergétique du parc. En outre, l'exploitant doit prendre en considération des aspects financiers liés à l'implantation du parc et son fonctionnement, pour obtenir une rentabilité pérenne. État de la technique Dans ce contexte, il est nécessaire d'effectuer, au préalable lors d'une phase de conception, mais surtout au cours du fonctionnement du parc, des mesures relatives aux vents, au moyen de capteurs dédiés positionnés à différents niveaux de chaque éolienne et du site. En particulier, dans le contexte de l'industrie éolienne, un capteur de type anémomètre est un instrument permettant de mesurer la direction horizontale du vent, plus précisément la composante projetée dans un plan horizontal d'un vecteur représentatif de la vitesse du vent. Il existe des anémomètres à coupelles ou utilisant des ultrasons, permettant de mesurer plusieurs composantes du vent. Cet anémomètre est installé sur la nacelle, généralement en partie arrière ou en aval, à savoir derrière les pales. De plus, des capteurs, comme des girouettes, permettent de mesurer uniquement la direction du vent, rapportée dans ledit plan horizontal. Ainsi, ces capteurs combinés permettent de mesurer la vitesse et la direction des vents, en particulier du celles du vent dominant localement. Un tel positionnement est peu fiable, sujet aux effets de sillage et aux turbulences générés par la rotation des pales, mais aussi aux bourrasques et vents contraires localisés au niveau de ladite nacelle. Il est fréquemment constaté des erreurs de mesure de la vitesse des vents, en particulier entre le vent libre mesuré en amont de la nacelle, et le vent mesuré sur la nacelle, pouvant être de l'ordre de 1 m/s (mètre par seconde) en moyenne. En ce qui concerne la direction du vent relative à la nacelle, il est fréquemment constaté des erreurs de mesure de la direction du vent, en particulier entre le vent libre mesuré en amont de la nacelle, et le vent mesuré sur la nacelle, pouvant être de l'ordre de 10° (degrés) en moyenne. De tels écarts génèrent des erreurs d'alignement en lacet, mais aussi des erreurs de calage des pales (i.e. l'angle d'inclinaison des pales par rapport au plan de rotation centré sur le moyeu), qui causent des pertes proportionnelles. Une alternative réside dans une estimation de la vitesse du vent, calculée en fonction de la vitesse de rotation du rotor. Toutefois, cette estimation est biaisée et reste peu précise, utilisant les valeurs liées au fonctionnement de la machine et ne permettant pas justement d'en optimiser le fonctionnement. D'autre part, l'orientation de la nacelle doit être mesurée, en particulier son azimut dans un référentiel, par exemple par rapport au nord géographique. Régulièrement, des écarts de référencement de l'azimut sont constatés, de façon aléatoire, pouvant dépasser des angles d'une valeur de 10°. Ces écart peuvent aussi causer des pertes lorsque des bridages des éoliennes sont paramétrés par l’orientation de la nacelle, par exemple en ce qui concerne des bridages liés aux régulations acoustiques, ou de contrôle des charges. En outre, de tels capteurs soumis aux aléas climatiques peuvent être défaillants, entraînant des erreurs supplémentaires et nécessitant une intervention sur site. Ces données incohérentes sont néfastes pour la quantification de la performance de chacune des éoliennes. A l'heure actuelle, il est difficilement possible d'obtenir une précision sur la caractéristique de performance entre le vent et la puissance d'une éolienne à moins de 5% en conditions de vents simples, encore pire à moins de 10% en conditions de vents complexes. Plus avant, l'utilisation des données collectées s'effectue au travers d'un système de supervision de type SCADA, pour « système de contrôle et d'acquisition de données » (« Supervisory Control And Data Acquisition »). Un tel système de supervision assure la gestion à tous les niveaux, tels que susmentionnés. Plus spécifiquement, ledit système de supervision permet de contrôler la configuration de chacune des éoliennes d'un parc, notamment de modifier l'azimut, la vitesse de rotation, le calage des pales, etc. Toutefois, on comprend aisément que des données erronées mènent immanquablement à une chute de la production réelle, mais aussi à une estimation faussée de la production, de façon prédictive lors de la phase de conception, ou encore lors de simulations de fonctionnement d'un parc éolien implanté. L'invention a pour but de pallier les inconvénients de l’état de la technique en proposant un système de supervision d'au moins une éolienne, en particulier de plusieurs éoliennes d'un parc éolien, prévoyant une mesure d'au moins l'orientation angulaire dans un référentiel du mât de l'éolienne, comparée à au moins une des composantes d'un des vents mesurés comme dominant localement à un instant donné, à savoir la direction principale dudit vent dominant. Un tel système prévoit de déterminer un différentiel entre cette position angulaire et la direction du vent, pour corriger l'éventuelle erreur d'alignement en lacet en résultant. Pour ce faire, le système de supervision prévoit que chaque site est balayé par des vents, chacun desdits vents présentant des composantes, dont au moins une direction principale dans un référentiel et une vitesse. De plus, chaque éolienne comprend un mât recevant à son extrémité supérieure une nacelle supportant un rotor formé d'au moins un moyeu sur lequel sont montées des pales, avec une génératrice électrique alimentant en énergie selon une puissance un réseau de production, chaque éolienne ayant des caractéristiques techniques et une configuration de fonctionnement avec au moins une orientation angulaire de chaque nacelle dans ledit référentiel. Dans ce contexte, ledit système de supervision comprend - des moyens de mesure sur au moins une période temporelle d'au moins ladite direction principale parmi lesdites composantes desdits vents ; lesdits moyens de mesure étant implantés sur ledit site, ; - des moyens de contrôle de la configuration de chaque éolienne, permettant au moins la modification de ladite orientation angulaire de ladite nacelle par rapport à la direction principale mesurée. Ledit système de supervision se caractérise en ce que ledit système de supervision comprend - des moyens de détection de ladite orientation angulaire : - un module de détermination d'au moins un différentiel angulaire à partir de ladite direction principale mesurée et de ladite orientation angulaire détectée, correspondant à une erreur d'alignement en lacet ; - lesdits moyens de contrôle modifiant l'orientation angulaire de chaque nacelle en fonction de ladite erreur d'alignement en lacet. Selon des caractéristiques additionnelles, non limitatives, correspondant à différentes modes de réalisation, combinés ou alternatifs, un tel système de supervision peut comprendre un module d'analyse et d'optimisation de la performance de chaque éolienne, estimant un rendement de production pour ladite éolienne. Selon un mode de réalisation, lesdits moyens de détection comprennent - un module de détection de ladite orientation angulaire de chaque éolienne i) par acquisition d'au moins une capture photo/vidéo, de préférence par imagerie satellite en haute résolution, avec une finesse d'au moins 1 mètre, de préférence une finesse inférieure à 0,5 m, de préférence encore une finesse inférieure à 0,3 m ; ii) puis par découpage de chaque image en au moins une vignette comprenant chaque éolienne ; iii) puis par détermination de l'orientation angulaire de chaque éolienne dans chaque vignette. Selon un mode de réalisation, une première éolienne et au moins une deuxième éolienne forment un parc éolien implanté sur ledit site. Dès lors, le système comprend des moyens de calibration qui assurent la détection j) d'un effet de sillage entre la première éolienne et au moins de ladite deuxième éolienne, et/ou jj) d'un effet de blocage entre ladite première éolienne et au moins de ladite deuxième éolienne ; - le module de détection de l'orientation angulaire utilisant la détection de l'effet de sillage et/ou de l'effet de blocage des moyens de calibration. Selon un mode de réalisation, ledit système de supervision comprend - un module d'intégration des valeurs successives mesurées d'au moins de ladite direction principale, sur une ou plusieurs périodes temporelles, en au moins une série temporelle de données ; - un module de calibration des données de chaque série temporelle ; - ledit module d'analyse et d'optimisation estimant un rendement prédictif, générant une simulation prédictive de ladite performance de chaque éolienne. Selon un mode de réalisation, ledit module d'intégration génère ladite série temporelle de données préalablement à l'implantation de chaque éolienne ; ou bien ledit module d'intégration génère ladite série temporelle de données au cours du fonctionnement de chaque éolienne, préférentiellement au cours d'une phase de pré-fonctionnement. Selon un mode de réalisation, ledit système de supervision comprend un module de génération, à partir de ladite au moins une série temporelle de données, d'au moins un modèle virtuel atmosphérique local, correspondant à un maillage tridimensionnel d'une zone dudit site comprenant au moins ladite éolienne. Selon un mode de réalisation, ledit système de supervision comprend un module de calcul de fonctions de transfert des moyens de mesure sous forme d'un capteur de type anémomètre monté sur ladite nacelle, en fonction dudit modèle virtuel atmosphérique local. Selon un mode de réalisation, ledit système de supervision comprend un module de paramétrisation d'au moins une courbe de chaque éolienne représentative de ladite puissance, en fonction de ladite vitesse desdits vents et en fonction de spécifications d'opération de ladite éolienne. Présentation des dessins D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront de la description détaillée qui va suivre des modes de réalisation non limitatifs de l'invention, en référence aux figures annexées, dans lesquelles : FIG. 1 représente schématiquement une vue en perspective d'un exemple d'un parc éolien, implanté sur une zone géographique, montrant en grossissement différents éléments d'une éolienne ; FIG. 2 représente schématiquement une vue en élévation de type cartographique d'une zone géographique, mettant en évidence sa topographie, avec une modélisation de certaines composantes des vents, avec deux directions principales ; FIG. 3 représente schématiquement une vue cartographique similaire à la FIG. 2 , montrant l'implantation de plusieurs éoliennes dans un référentiel centré sur le nord géographique ; FIG. 4 représente schématiquement une vue de côté d'une éolienne, avec une modélisation de certaines composantes de direction de plusieurs vents et mettant en évidence des exemples de turbulences générées par ladite éolienne et impactant les directions et la puissance parmi lesdits vents ; FIG. 5 représente schématiquement une vue de dessus de la FIG. 4 ; FIG. 6 représente schématiquement une vue cartographique similaire à la FIG. 2 , mettant en évidence en flèches pointillées des modifications induites par les éoliennes sur certaines composantes de direction et de puissance de plusieurs vents ; FIG. 7 représente schématiquement une vue cartographique similaire à la FIG. 3 , mettant en évidence en grossissement la détection de la position angulaire d'une éolienne par rapport audit référentiel ; FIG. 8 représente schématiquement une vue de dessus d'une éolienne avec sa position angulaire détectée, mettant en évidence un différentiel angulaire par rapport à l'angle de la composante mesurée de la direction principale d'un des vents ; FIG. 9 représente schématiquement une vue similaire à la FIG. 6 , montrant une correction d'une erreur d'alignement en lacet de l'éolienne, en modifiant sa position angulaire selon ledit différentiel ; et FIG. 10 représente schématiquement une architecture simplifiée d'un système de supervision d'une éolienne, montrant notamment différentes données prises en considération dans le cadre d'une implantation de ladite éolienne sur un site. Description détaillée La présente invention concerne la gestion de la production d'énergie électrique au sein d'un parc éolien et vise la supervision d'au moins une éolienne 1. Usuellement, une telle éolienne 1 comprend une embase 100, solidaire de fondations réalisées sur le terrain d'un site terrestre, ou par des moyens adaptés pour un site maritime. Un mât 101 est relié inférieurement à ladite embase 100 et érigé verticalement. L'éolienne 1 comprend, à l'extrémité supérieure dudit mât 101, une nacelle 102 supportant un générateur d'énergie, de préférence électrique, par conversion de la puissance éolienne des vents. Ledit générateur forme une génératrice électrique alimentant en énergie selon une puissance un réseau de production. Un tel générateur comprend un rotor sous forme d'un moyeu 103 à l'extrémité amont ou avant duquel sont montées des pâles 104, au nombre d'au moins deux mais de préférence trois. Ces pâles 104 s'étendent radialement autour dudit moyeu 103, selon des intervalles angulaires réguliers. Chacune des pâles 104 présente une géométrie spécifique, avec un profil aérodynamique, de préférence partiellement hélicoïdal et effilé depuis l'extrémité proximale jusqu'à l'extrémité distale. De plus, l'extrémité proximale est montée articulée en pivotement avec l'extrémité amont du moyeu 103, selon un angle de calage. Par ailleurs, ladite nacelle 102 est prévue orientable selon une rotation centrée sur ledit mât 101, afin d'aligner l'éolienne 1 face au vent dominant localement. D'ores et déjà, dans le cadre de la présente invention, chaque éolienne 1 présentent des caractéristiques 110 techniques liées à sa structure, essentiellement dépendantes des éléments susmentionnés, comme par exemple de façon non exhaustive, la hauteur du moyeu 103, le diamètre du rotor, le type de pales 104, ou encore la puissance nominale du générateur. Chaque éolienne 1 présente aussi une configuration 111 de fonctionnement, à savoir des positions configurables de chacun des éléments susmentionnés entre eux, comme par exemple, de façon non exhaustive, l'orientation de la nacelle 102 en haut du mât 101, préférentiellement en alignement avec la direction du vent dominant localement à un instant donné, la vitesse de rotation du rotor en fonction de la force ou de puissance dudit vent dominant, l'angle de calage des pâles 104 pour optimiser la prise au vent, mais aussi créer un décrochage des surfaces portantes desdites pâles 104, ou bien encore la mise en rotation libre du moyeu 103, notamment pour protéger les éléments de l'éolienne 1 vis-à-vis de charges et de contraintes mécaniques trop importantes. Chaque éolienne 1 induit aussi des spécifications 105 d'opération, comme par exemple, de façon non exhaustive, une courbe de puissance ou bien une courbe de poussée. Ces spécifications d'opération dépendent des caractéristiques techniques et de la configuration de fonctionnement, étant aussi liées aux composantes 200 des vents à un instant donné. A ce titre, les vents sur un site présentent des nombreuses composantes 200, comme par exemple de façon non exhaustive, une vitesse et une direction avec un sens. De plus, les valeurs des composantes 200 dépendent de différents facteurs temporels, essentiellement en fonction de la saison, mais aussi sur une durée plus courte, hebdomadaire ou journalière, en fonction de phénomènes météorologiques (averses, orages, tempêtes, etc), ou encore plus courte, de l'ordre de la seconde à plusieurs heures, comme pour des bourrasques ou des turbulences. Les composantes 200 des vents sont aussi fortement impactées par la topographie du site, en particulier les reliefs, susceptibles de générer un soulèvement orographique ou un vent de couloir, ou encore par les différences de températures entre le sol et les strates atmosphériques générant des courants thermiques, évoluant au fil de la journée et dépendant essentiellement de l'ensoleillement et des densités desdites strates. Plus localement au niveau du sol, les vents sont impactés par les types des surfaces des sols et la végétation, voire les autres infrastructures présentes. On notera d'ailleurs que le rotor d'une éolienne 1 est positionné à une hauteur déterminée, afin que son volume de fonctionnement (à savoir la sphère parcourue par le rotor lorsqu'il tourne selon la rotation de la nacelle 102 autour du mât 101) se situe au-dessus d'une zone 105 où les vents sont turbulents et instationnaires, fortement impactés par la végétation et les infrastructures environnantes. Un telle zone 105 située sous le volume de fonctionnement d'une éolienne 1 est notamment représentée sur la FIG. 4 , montrant des vents turbulents et instationnaires avec des directions perturbées, mais aussi des puissances diminuées, par rapport à un vent dominant localement. Dans le cadre de la présente invention, on notera qu'un vent est considéré comme « dominant localement », ou encore désigné « vent dominant », par rapport à l'échelle dudit site du parc éolien, notamment sa superficie (et éventuellement son dénivelé). Un ou plusieurs vents dominants peuvent être déterminés pour un site. Chaque vent dominant est une combinaison des vents, à savoir que les moyennes et/ou la combinaison des composantes 200 desdits vents déterminent les composantes 200 dudit vent dominant. La FIG. 2 montre deux vents dominants sous forme de grosses flèches, tandis que les vents sont représentés par des flèches plus petites. Dans cet exemple, on constate que les vents sont impactés par le relief du site, à savoir sa topographie représentée de façon cartographique par les lignes de niveaux ; en particulier la composante 200 de la direction des vents contourne un point culminant, modélisé par un triangle noir. Dans cet exemple, il en résulte deux vents dominants, ayant des directions différentes. On notera que les valeurs des composantes 200 des vents et du vent dominant sur le site sont obtenues au cours d'une période temporelle, par mesure directement sur le site, à différents emplacements, et/ou à partir de modèles 210 météorologiques, en particulier à une échelle macro-météorologique pouvant correspondre à une zone couverte de l'ordre du pays, de la région ou du département, mais aussi à une échelle micro-météorologique pouvant correspondre à une zone couverte de l'ordre d'un à plusieurs kilomètres carrés, correspondant davantage à la superficie du site. Dans ce contexte, la présence d'éoliennes 1 sur un site géographique impactent les vents, convertissant une partie de leur énergie éolienne en énergie électrique, ce qui diminue la puissance desdits vents. Le fonctionnement des éoliennes 1 génèrent aussi des turbulences, modifiants certaines composantes 200 des vents, comme la direction. Les figures 4 et 5 montrent des exemples d'impact d'une éolienne 1 sur des vents la traversant. En particulier, des turbulences sont générées le long des pâles 104, avec des effets de traînée aux extrémités distales. La nacelle 102 provoque aussi un écoulement aérodynamique des fluides, impactant leur trajectoire. En outre, en fonctionnement, au sein d'un cône s'étendant en aval du rotor, la puissance des vents est amoindrie, du fait de la conversion d'énergies. On notera que l'impact par une éolienne 1 sur les vents peut être connu et déterminé par le constructeur, en particulier certaines modifications de valeurs des composantes 200 desdits vents. Plus avant, l'implantation de plusieurs éoliennes 1 sur un site est susceptible d'entraîner des perturbations entre elles, essentiellement lorsque le cône d'une éolienne 1 coïncide avec une autre éolienne située en aval, à savoir qu'elles se retrouvent en alignement au moins partiellement selon un axe passant par la direction du ou des vents. Dès lors, la position géographique des éoliennes 1 sur le site et leur espacement les unes par rapport aux autres sont primordiaux, afin d'optimiser le rendement dudit parc éolien. La FIG. 6 reprend l'exemple du site géographique, en mettant en exergue en pointillé les cônes impactant en aval les vents, autant en puissances qu'en directions. Ainsi, les prévisions basées sur les modèles météorologiques sont modifiées, mais les mesures susceptibles d'être réalisées sur site en sont aussi impactés, avec des erreurs conséquentes. Dans ce contexte, des erreurs d'alignement en lacet d'une ou plusieurs des éoliennes 1 se produisent régulièrement, par rapport à la direction 201 principale du vent dominant et/ou des vents impactés, et ne sont pas détectée ni corrigées Ceci étant, l'invention vise à limiter les pertes liées à ces erreurs d'alignement en lacet, en vue d'optimiser le rendement d'un parc d’éoliennes. Pour ce faire, l'invention vise un système 2 de supervision d'au moins une éolienne 1, de préférence plusieurs éoliennes 1 formant un ou plusieurs parcs éoliens. La ou les éoliennes 1 sont à implanter et/ou implantées sur au moins un site de production. En d'autres termes, le système 2 de supervision permet de simuler la production potentielle en vue d'une implantation théorique ou à venir d'une ou plusieurs éoliennes 1 sur un site, ou bien permet de simuler la production à venir d'un site sur lequel une ou plusieurs éoliennes 1 sont déjà implantées. Comme évoqué précédemment, chaque site est balayé par des vents, chacun desdits vents présentant des composantes 200, dont au moins une direction 201 principale dans un référentiel 300 et une vitesse. De plus, chaque éolienne 1 a des caractéristiques 110 techniques et une configuration 11 de fonctionnement avec au moins une orientation angulaire de chaque nacelle 102 dans ledit référentiel 300. A ce titre, ledit référentiel 300 peut être de tout type, géo-centré ou de type cartésien. Selon les exemples visibles sur les figures, le référentiel 300 est géographique, à savoir centré sur le nord géographique, avec des coordonnées géographiques selon une latitude et une longitude, ainsi qu'une altitude. Dès lors, l'emplacement d'une éolienne 1 correspond aux coordonnées de son mât 101 fixe dans ledit référentiel 300. On notera que les valeurs de ces nombreux paramètres sont enregistrées numériquement sous forme de données dans des fichiers correspondants et accessibles par ledit système 2, notamment au travers d'un gestionnaire, comme un serveur de données, relié à un réseau de communication adapté. Un tel gestionnaire peut comprendre un SCADA. A ce titre, on notera que le système 2 de supervision est mis en œuvre par ordinateur et intègre des logiciels et algorithmes exécutés sur au moins un terminal informatique. Un tel système fait intervenir du stockage au sein dudit terminal, ainsi que des échanges de données au travers d'au moins un réseau de communication, de façon filaire ou non, notamment avec le gestionnaire local ou distant. Ceci étant, selon l'invention, ledit système 2 de supervision comprend tout d'abord des moyens de mesure sur au moins une période temporelle d'au moins ladite direction 201 principale parmi lesdites composantes 200 desdits vents. Ces moyens permettent donc de mesurer plusieurs composantes 200 des vents et d'en enregistrer les valeurs en vue de leur traitement, comme il sera vu par la suite. Lesdits moyens de mesure comprennent au moins un capteur, de préférences plusieurs capteurs. Chaque capteur peut être un instrument de mesure de tout type, préférentiellement sous forme d'un anémomètre, à coupelles ou ultrasonique, mais encore de lidar, ou de girouette. Un ou plusieurs capteurs combinés permet de mesurer une ou plusieurs composantes 200 des vents, en particulier la vitesse et la direction des vents. De plus, lesdits moyens de mesure sont implantés sur ledit site. Comme évoqué précédemment, dans le cas d'une supervision d'un site d'implantation future d'une ou plusieurs éoliennes 1, lesdits moyens de mesure sont positionnés à différents endroits du site, par exemple au sol ou surélevés, à l'extrémité supérieure de poteaux ou de mâts. Lorsque le site est existant, d'autres capteurs supplémentaires des moyens de mesure peuvent être embarqués sur chaque éolienne. 1, notamment au niveau de l'un de ces éléments, comme le mât 101, la nacelle 102 ou l'extrémité frontale du moyeu 103. Le système 2 de supervision comprend aussi des moyens de contrôle de la configuration de chaque éolienne 1. En d'autres termes, le système 2 contrôle la configuration en fonctionnement de chaque éolienne 1, pour adapter le positionnement de chacun de ses éléments, en fonction des vents. Ces moyens de contrôle permettent au moins la modification de ladite orientation angulaire de ladite nacelle 102 par rapport à la direction 201 principale mesurée, à savoir par rapport à la direction du vent dominant localement obtenue à partir d'une moyenne ou d'une combinaison des composantes 200 des vents à partir des moyens de mesure de chacun desdits vents. Selon un mode de réalisation, le système 2 de supervision comprend encore un module 20 d'analyse et d'optimisation de la performance de chaque éolienne 1, estimant un rendement de production pour ladite éolienne 1. Tout d'abord, un tel module 20 d'analyse permet de déterminer certaines spécifications 112 d'opération, comme la courbe de puissance, à un instant donné, en fonction de plusieurs facteurs, tout particulièrement les composantes des vents, surtout la direction et la puissance, au regard de certaines configurations 111 de fonctionnement de chaque éolienne 1, comme sa position angulaire, l'angle de calage des pâles 104, ou encore la vitesse de rotation de son moyeu 103. A partir de ces éléments, ledit module 20 d'analyse peut alors calculer un rendement pour chaque éolienne 1 et le mettre à jour périodiquement en fonction du changement des facteurs susmentionnés. Ensuite, ledit module 20 d'analyse permet d'optimiser le rendement, de façon prévisionnelle au travers d'une simulation pour une période à venir, ou bien en temps réel. Une telle optimisation s'effectue par modifications des valeurs d'un ou de plusieurs des facteurs susmentionnés, ou bien en appliquant une majoration ou une minoration, notamment basée sur l'orientation angulaire de la nacelle 102 de chaque éolienne 1. On notera que la courbe de puissance d'une éolienne 1 est une paramétrisation numérique permettant de construire une fonction représentative de la puissance produite par ladite éolienne 1, en fonction de composantes 200 des vents, en particulier en fonction la vitesse du vent dominant localement, mais aussi notamment la direction 201 principale. Cette courbe de puissance est fournie par le constructeur de l’éolienne 1, spécifiant sa performance selon une puissance de référence. Cette puissance de référence constitue une des données d’entrée avec un caractère technique et économique essentiel pour évaluer la rentabilité d’un projet de parc éolien. Dès lors, le système 2 de supervision prévoit d'utiliser la vitesse de vent issue en sortie de la calibration, pour déterminer une courbe de puissance réelle. Pour ce faire, selon un mode de réalisation, ledit système 2 comprend un module 21 de paramétrisation d'au moins une courbe de chaque éolienne 1 représentative de ladite puissance, en fonction de ladite vitesse desdits vents et en fonction de spécifications 112 d'opération de ladite éolienne 1. Ainsi, il est possible d'utiliser directement la mesure des vents issue de la simulation, comme décrit ultérieurement, des moyens de mesure sous forme d'un capteur de type anémomètre installé sur la nacelle 102, en appliquant une fonction de transfert comme décrite ultérieurement, ou bien en recherchant itérativement des paramètres qui déforment la courbe de puissance de référence, afin d’aboutir à une puissance produite cohérente avec la production électrique observée. On notera que si une erreur d’alignement en lacet a été déterminée, cette erreur peut être prise en compte et intégrée dans la courbe de puissance opérationnelle, afin d'éviter de la comptabiliser en sus par la suite. Avantageusement, ledit système 2 de supervision comprend des moyens de détection de ladite orientation angulaire de ladite au moins une éolienne 1, de préférence de chacune des éoliennes 1. En particulier, les moyens de détection permettent de déterminer l'orientation de la nacelle 102 de chaque éolienne 1 dans le référentiel 300. En particulier, l'orientation de la nacelle 102 correspond à une position 400 angulaire dans le référentiel 300. La valeur de cette position 400 angulaire peut être exprimée en degrés autour d'un cercle, comme notamment visible sur les figures 7 à 9. En particulier, la valeur de la position 400 angulaire peut correspondre à l'azimut de la nacelle 102 de chaque éolienne 1, défini comme l’orientation de son axe de rotation par rapport au nord géographique ; une éolienne 1 avec un azimut de 0° fait face au nord géographique. Comme évoqué précédemment, la connaissance précise de cette orientation est primordiale et mène actuellement à des écarts de plus de 10°, pour différentes raisons lors de la configuration lors de l'implantation d'une éolienne 1, mais aussi lors des maintenances successives au niveau mécanique et au niveau des logiciels, tendant à augmenter la récurrence et la grandeur des écarts, pouvant atteindre aléatoirement jusqu'à 50°. Dès lors, selon un mode de réalisation, lesdits moyens de détection comprennent un module 22 de détection de ladite orientation angulaire de chaque éolienne 1. Ce module 22 de détection permet de constater en réalité l'orientation de chaque éolienne 1, en vue de confirmer si cette orientation correspond aux composantes 200 des vents à un instant donné, en particulier à la composante 200 de la direction 201 principale du vent dominant localement. Selon un mode préférentiel de réalisation, la détection dudit module 22 s'effectue par acquisition d'au moins une capture photo et/ou vidéo, de préférence par imagerie satellite en haute résolution, avec une finesse d'au moins 1 m (mètre), de préférence une finesse inférieure à 0,5 m, de préférence encore une finesse inférieure à 0,3 m. En particulier, le recours à une imagerie satellite avec un traitement automatisé s'affranchit d'une intervention sur site, avec les risques d'erreur liée au facteur humain. En outre, les satellites peuvent être sélectionnés parmi une constellation, en orbite héliosynchrone, permettant une périodicité de revisite bi-journalière à l'aplomb du site, garantissant l’accès à plusieurs dizaines de clichés valides par an. Alternativement ou complémentairement, une acquisition photo/vidéo peut être effectuer de tout autre manière, depuis le sol mais préférentiellement en élévation, par l'intermédiaire d'un engin survolant chaque éolienne 1, comme un drone ou bien par l'intermédiaire de photographie aérienne. Ensuite, un découpage de chaque image est effectué en au moins une vignette comprenant chaque éolienne 1. Ensuite, une détermination de l'orientation angulaire de chaque éolienne 1 est effectuée dans chaque vignette. On notera que ladite détermination peut s'effectuer préférentiellement de façon automatique, mais aussi manuellement par un opérateur. Cette détermination prend en considération des éléments visuels, comme l'axe du moyeu 103, le plan contenant les pâles 104, ou encore l'ombre projetée du mât 101 rapportée à un horodatage de la position du soleil ou bien à un modèle préenregistré des ombres portées en fonction de l'année. De façon combinée ou alternative, une intelligence artificielle peut être utilisée pour estimer directement la position de l’azimut à partir d’une image contentant naturellement l’ensemble des éléments susmentionnés. Cette intelligence peut avoir un apprentissage semi-automatique et supervisé, avec en entrée des images capturées et en sortie des positions 400 angulaires déterminées. L’utilisation d’un set d’image de synthèse est aussi possible pour former une première base d’entraînement. En outre, la mise en place d’un modèle d’apprentissage non supervisé est aussi possible. Selon un autre mode de réalisation, alternatif ou combiné, la détection dudit module 22 s'effectue au moyen d'un compas de type GPS (pour « Global Positioning System » ou système de positionnement global), installé sur ladite nacelle 102 pendant un laps de temps déterminé. Les valeurs mesurées par ledit compas sont relevées et comparées à l'azimut enregistré au niveau de la nacelle 102, du fait de sa configuration mécanique. L’écart entre les deux est déterminé et devient une erreur d’alignement en azimut de ladite nacelle 102. Le fait d’utiliser un compas de type GPS permet de s'affranchir des forte interférences magnétiques au niveau de la nacelle 102 générées par les composants électriques de la génératrice. Une telle solution offre une précision accrue, légèrement supérieure à +/- 0,5°. Toutefois, l'installation dudit compas sur chaque nacelle 102 nécessite une précision d'alignement, susceptible de générer des incertitudes en raison de la réalisation manuelle de cette opération. Selon un autre mode de réalisation, alternatif ou combiné, la détection dudit module 22 s'effectue au moyen d'une ligne de mire, avec une visée vers un point de référence géographique avec une position connue situé sur ledit site ou aux alentours, comme un sommet ou une infrastructure, voire une des autres éoliennes 1 dudit parc. Cette ligne de mire est fixée et alignée sur la nacelle 102 qui est alors entraînée en rotation jusqu'à pointer avec ledit point de référence. Lorsque la ligne de mire pointe vers l’objet en question, l'azimut de la nacelle 102 est noté. En utilisant les coordonnées géographiques de l’éolienne 1 ainsi que celles du point de référence, la valeur de la véritable position 400 angulaire est déterminée dans le référentiel 300. De plus, l’écart entre l’azimut mécanique et la véritable position 400 ainsi déterminée est enregistré et devient une erreur d’alignement en azimut pour chaque nacelle 102. Toutefois, l'incertitude de la visée réalisée par un opérateur génère un risque d'erreurs. Plus avant, ledit système 2 de supervision comprend un module 23 de détermination d'au moins un différentiel 401 angulaire à partir ladite direction 201 principale mesurée et de ladite orientation angulaire détectée, correspondant à une erreur d'alignement en lacet. En particulier, le différentiel 401 est obtenu par comparaison avec la valeur de ladite position 400 angulaire. En d'autres termes, les erreurs d’alignement en lacet sont définies comme l’écart entre la direction 201 principale du vent dominant localement à hauteur de l’éolienne 1, ou bien une moyenne de certaines composantes des vents 200 sur une surface d’intérêt du site, et l’azimut de la nacelle 102 de ladite éolienne 1. Par exemple, si l’azimut de la nacelle 102 à un instant donné est de 10° et que la direction 201 principale du vent est de 20°, l’erreur d’alignement en lacet est de 10° (ou bien de -10° selon une convention de signe opposé). Il convient donc de la rectifier en augmentant l'angle de l'orientation angulaire de la nacelle 102. On notera que, par rapport au référentiel 300, l'invention prend en considération les passages de positions 400 angulaires de 0° à 360°, ainsi qu'entre +180° et -180°. Selon un autre mode de réalisation, alternatif ou combiné, la détection dudit module 22 s'effectue au moyen de la comparaison entre des effets de sillages observés et les effets de sillages prédits. Les sillages causent en effet des déficits de production relatifs entre différentes éoliennes 1. Lors d’une caractérisation de la position azimutale de ces déficits par rapport à une référence de direction, ces positions devraient correspondre avec les positions azimutales respectives des mâts 101 des éoliennes 1. Par par exemple, une éolienne 1 orientée vers l'est (i.e. à 90°) et située en amont d’une autre éolienne 1 est susceptible de causer un déficit de production selon la direction d'est vers ouest. Dès lors, en utilisant un modèle de prédiction de la position des effets de sillage, en supposant qu’une éolienne 1 est alignée avec la direction du vent correspondante, il est possible de déterminer des erreurs des alignements en azimut. Cependant, il est connu qu'un désalignement d’une éolienne 1 avec le vent cause une déflexion des effets de sillage. Il est donc nécessaire d’itérativement modéliser les effets de sillage, les désalignements des nacelle 102, ainsi que les désalignements des éoliennes 1, afin de déterminer les désalignements des nacelle 102 à partir des effets de sillage. Dès lors, il est aussi possible, à partir des effets de sillage, de déterminer l'orientation angulaire d'une éolienne 1. Pour ce faire, selon un mode de réalisation, le module 22 de détection de l'orientation angulaire d'une éolienne 1 utilise la détection de l'effet de sillage et/ou de l'effet de blocage des moyens de calibration. De plus, on notera que la lecture des angles s'effectue autour d'un cercle selon des valeurs croissantes depuis un point de référence dans un sens horaire ou dans un sens anti-horaire. Usuellement, le sens horaire est utilisé par convention. Inversement, les figures 7 à 9 montrent une lecture selon un sens anti-horaire. Selon un mode de réalisation, une série de données relatives aux erreurs d'alignements en lacet survenues au cours d'une période, par exemple sur une période de 10 minutes. En outre, des données filtrées et issues de la calibration peuvent être utilisées, comme décrit ultérieurement. Ensuite, le module 23 de détermination peut calculer une moyenne des erreurs d’alignement lacet peut être calculées pour chaque éolienne 1, ou bien de décomposer en groupes l'ensemble des erreurs constatées sur un intervalle temporel configurable, par exemple mensuel. Dès lors, lesdits moyens de contrôle modifient l'orientation angulaire de chaque nacelle 102 en fonction de ladite erreur d'alignement en lacet, pour compenser ledit différentiel 401 entre la position 400 angulaire et la direction 201 principale. On notera que cette modification fait intervenir le module de contrôle pour changer l'orientation de la nacelle 102, de façon réelle directement sur le site ou bien de façon virtuelle au sein d'une simulation. Ledit module 20 d'analyse et d'optimisation estime alors un rendement corrigé, sur la base de cette nouvelle orientation, à savoir un rendement mis à jour dont le calcul se base sur la nouvelle orientation. Ainsi, le système 2 de supervision permet d'ajuster l'orientation réelle ou théorique des nacelles 102 de chaque éolienne 1 de manière dynamique, tout particulièrement en vérifier la présence d'un différentiel 401 angulaire et en le corrigeant s'il existe. Par exemple, dans le cas d'une éolienne 1, la valeur de la position 401 angulaire correspondant à l'orientation réelle de la nacelle 102 est comparée à la valeur de la composante 200 de la direction 201 principale. Cette dernière est considérée comme correcte au sein du système 2 selon l'invention, à savoir qu'elle est identique à la réalité. En d'autres termes, dans le cas d'une simulation, la direction prédite du vent correspond ou correspondra à la direction réelle dudit vent. Au premier abord, sur une plage de temps déterminée (i.e. plusieurs périodes, par exemple d'une minute chacune), la différence entre l'orientation réelle et la direction du vent est constante, en raison du temps nécessaire à la nacelle 102 pour s'aligner lors d'un changement de ladite direction du vent. Toutefois, cette différence présente des écarts non négligeables. En effet, l'orientation réelle de la nacelle 102 est considérée comme connue, notamment au sein du SCADA, à partir de données provenant notamment des spécifications 112 d'opération de chaque éolienne 1, en particulier au travers d’un capteur de position angulaire situé à la jonction entre le mat 101 et la nacelle 102 de l’éolienne. Le capteur situé sur ladite nacelle 102 ne fait que mesurer ladite direction et présente des imprécisions de mesures, notamment en raison des turbulences de l'éolienne 1 et des effets de sillage et/ou de blocage entre éoliennes 1. En outre, ledit capteur ne prend pas en considération l'orientation réelle de la nacelle lors de ses mesures. Le système 2 prévoit donc de vérifier que l'orientation connue correspond à l'orientation réelle de la nacelle 102, de manière à vérifier la présence d'un différentiel 400 et de le compenser, permettant de minimiser les écarts entre les mesures et la réalité. En somme, en calculant le différentiel 400, le système 2 de supervision indique aux moyens de contrôle qu'il faut intervenir ou non sur l'orientation de la nacelle 102, ou bien qu'il convient d'ajouter une valeur de décalage (offset) à prendre en considération lors du contrôle de la rotation de ladite nacelle 102. Ainsi, le système 2 de supervision calcule une possible erreur d'alignement en lacet et indique une correction correspondante pour que les moyens de contrôle la prennent en considération lors de ses actions sur l'éolienne 1. Selon un mode de réalisation, le système 2 de supervision prend en considération les impacts entre plusieurs éoliennes 1 d'un même parc. Pour ce faire, une première éolienne et au moins une deuxième éolienne forment un parc éolien implanté sur ledit site. Lesdits moyens de calibration assurent alors la détection d'un effet de sillage entre la première éolienne et au moins de ladite deuxième éolienne. Selon un mode de réalisation combiné ou alternatif, lesdits moyens de calibration assurent alors la détection d'un effet de blocage entre ladite première éolienne et au moins de ladite deuxième éolienne. Pour parvenir à la détection d'un ou plusieurs effets de sillage (et/ou de blocage) d'au moins deux éoliennes 1 entre elles, le système 2 de supervision se base sur une librairie de modèles de sillages sous forme d'une collection des modèles numériques et leurs paramètres, permettant différents calculs des effets de sillage. Les effets de sillage sont définis comme la perturbation des composantes 200 caractérisant les vents, mais aussi l’atmosphère, par les effets aérodynamiques liés à la présence des éoliennes 1. Comme évoqué précédemment, en extrayant l'énergie des vents, une éolienne 1 réduit la vitesse des vents et augmente l’intensité turbulente des vents dans leur voisinage, ce qui peut affecter les autres éoliennes 1 d’un parc. Le terme effets de sillage est utilisé et représente un plus large panel de phénomènes d’interaction entre le parc éolien et l'atmosphère sur le site, incluant par exemple des phénomènes de blocage et d’accélération des écoulements des fluide, comme l'air, voire des ondes de gravité. Les sillages sont des effets importants susceptibles de causer entre 5% et 30% de pertes de production. Sur un site, l'intensité des sillages dépend des composantes 200 des vents et des paramètres de l'atmosphère, considérés initialement et impactés par plusieurs facteurs liés à chaque éolienne 1, comme son régime d’opération ainsi que sa courbe de poussé. Bien que des recommandations existent sur l’utilisation de modèles pour atteindre des résultats raisonnables, il n’y a pas de méthode standardisée. Une large variété de modèles est employée dans l’industrie, présentant de fortes variations de résultats sur la prévision du rendement qui en résulte, pouvant atteindre des écarts jusqu'à 50% sur la perte engendrée par les effets de sillage suivant les modèles. Selon un mode de réalisation, les modèles de sillages sont calculés avec un nombre limité de conditions, notamment après une réduction des séries de données sur une période avec des discrétisation statistiques, par exemple au moyen d'une distribution de type Weibull par secteur de vents. Plus avant, la détermination des effets de sillage en fonction du temps et de l’espace s'effectue sur le même maillage spatial et temporel que le champ de vents instationnaires. Pour chaque période, notamment d'une durée de 10 minutes, une condition de vent libre calibré est fournie en entrée par le modèle des vents. Le modèle de sillage détermine en sortie la perturbation des paramètres des vents au niveau de chaque éolienne 1 et ainsi que l'impact sur chaque champ de vents. Cette perturbation résulte essentiellement dans la réduction de la vitesse et une augmentation de l’intensité turbulente. Les sillages se matérialisent donc par une modification des composantes 200 issus du modèle des vents. Dès lors, en entrée, les modèles de sillages reçoivent plusieurs données, à savoir de façon non limitative, le maillage de vent libre, et éventuellement les informations sur le terrain, la disposition géographique et les caractéristiques 110 de chacune des des éoliennes 1, notamment leurs dimensions, les courbe de poussées de chaque éolienne 1, les lois d’opération de chaque éolienne 1, comme les lois génériques de bridage ou commandes, la connaissance du désalignement en lacet de chaque éolienne 1, susceptible d'affecter la poussée, ainsi que la redirection des sillages. Les effets de sillage sont alors calculés par des modèles empiriques analytiques, notamment disponibles dans des librairies accessibles, telles que PyWake ou FLORIS basé sur un langage informatique de type Python. Ces modèles empiriques incluent des modèles de déficit de sillages unitaires, comme le modèle de N.O. Jensen ou le modèle de Bastankhah M et Porté-Agel, ainsi que des modèles de blocage, comme le modèle de feuille de vorticité cylindrique (i.e. de modélisation d'un tourbillon en mécanique des fluides). Ensuite, un modèle de superposition est utilisé pour sommer les déficits unitaires des résultats obtenus. Les effets de sillage peuvent alors être calculés par des outils de type CFD (pour « Computational Fluid Dynamics » ou MFN pour mécanique des fluides numérique) avec un modèle de disque d’action représentant chaque éolienne 1, ou de type WRF (pour « Weather Research Forecasting » ou recherche météorologique prévisionnel), ou bien par des moyens d’apprentissage automatique basé sur des données simulées ou réelles. Chacune de ces approches comporte une large variété d’options et de paramètres qui mène à différents résultats de prédictions. La librairie de modèles de sillage permet de regrouper différentes méthodes, offrant une collection adaptée en fonction du site et du parc éolien et offrant un panel de configurations pour obtenir différentes prédictions des effets de sillage. Dans ce contexte, comme la physique des sillages étant assez complexe et sensible à l’environnement, afin d’obtenir la prédiction des effets de sillage la plus précise, le système 2 de supervision utilise un module de calibration, avec notamment en entrée les données d’exploitation issues du SCADA. Tout d’abord, ces données sont nettoyées de manière forte, en acceptant un fort filtrage, afin de préserver des échantillons où le maximum d’éoliennes 1 sont en opération normale. Ce filtrage se réalise à l’aide de techniques qui filtrent les modes d’opération non-normaux, détectant et supprimant les valeurs aberrantes. Les résultats obtenus sont traités en fonction de plusieurs variables, essentiellement trois variables, en vue de construire des métriques qui permettent de qualifier la performance du modèle de sillage. Une première variable peut être la puissance produite par chaque éolienne 1. Cette donnée présente l’avantage d’être une donnée fiable et à fort intérêt pour l’exploitant. En d'autres termes, du point de vue de l'exploitation, un modèle de sillage qui prédit au mieux les changements de puissance des éoliennes 1 est d'autant plus pertinent et utile. Toutefois, un inconvénient, du point de vue de la calibration, est que cette donnée nécessite une prédiction de la puissance, en faisant une hypothèse sur un élément aval de calcul, qui peut biaiser les résultats. Ce problème peut être résolu en réalisant une étude de sensibilité ou des itérations successives, pour filtrer et affiner les résultats. Une deuxième variable peut être la vitesse mesurée par le capteur de la nacelle 102, à savoir l’anémomètre. Cette mesure présente l’avantage d’être une vitesse, mais les mesures ne sont pas forcément fiables, même en appliquant sa fonction de transfert qui peut être variable en fonction des conditions atmosphériques, De plus, il s'agit d'un capteur local, tandis que la plupart de modèles de sillages fournissent des variations de vitesse valides sur l’ensemble du rotor d'une éolienne 1. En outre, il y a le risque qu’un modèle de sillage qui est précis sur la prédiction du vent mesuré par l’anémomètre de la nacelle 102, ne soit pas valide pour la prédiction de puissance de l'éolienne 1. Cette deuxième variable peut donc être utilisée de façon combinée, pour affiner un résultat obtenu à partir d'une autre variable. Une troisième variable peut être une vitesse de vent équivalente estimée (VVEE) en utilisant les données de l’éolienne 1. Cette option est attractive et combine les avantages des deux autres variables, au travers d'une estimation d'une vitesse qui reflète le vent moyen sur l’ensemble du rotor. Plusieurs approches sont possibles pour parvenir à une telle VVEE. Une première approche consiste à disposer d’un modèle physique de la dynamique de l’éolienne 1, sur la base duquel est construite une table mettant en relation le coefficient de puissance, la vitesse de rotation normalisée par la vitesse incidente et l’angle de calage des pâles 104. Il est alors possible d’inverser une série d’équations pour déterminer la vitesse incidente. Une deuxième approche consiste à construire un modèle empirique selon une équation de type VVEE = F(puissance, angle des pales, vitesse de rotation), puis de calibrer ce modèle empirique en utilisant une donnée de vitesse de référence sur une partie des données, spécifiquement hors sillage. Dans ce cas, la cible de référence utilisée peut-être soit la vitesse d’anémomètre de la nacelle 102, soit la vitesse prédite par le modèle pour cette éolienne 1. Ensuite, la étape suivante consiste à construire des métriques, permettant de quantifier la performance des modèles de la librairie. Pour chaque couple du modèle et du paramètre à investiguer, une prédiction est réalisée et comparée à une série de validations filtrée issue du SCADA. Ces métriques regroupent des erreurs, sous forme de valeur absolue de l’erreur moyenne, de moyenne de l’erreur absolue ou de l’erreur quadratique, lesdites erreurs étant agrégées sur la différence entre une prédiction et la réalité. Pour la variable de validation, ces métriques se basent sur la comparaison directe entre la série de données prédite et les données observées, ainsi que sur la comparaison entre les facteurs de forme agrégées prédits et ceux observés. Par exemple, pour mettre en évidence des éoliennes 1 avec des effets de sillage important, un rapport peut être effectué entre la variable moyennée dans le temps sur une éolienne 1 et la variable moyennée dans le temps, rapporté à toutes les éoliennes 1. Un rapport peut aussi être effectué entre la variable moyennée dans le temps sur une éolienne 1 et la variable moyennée dans le temps par secteur de vents, rapporté sur toutes les éoliennes 1. Une définition de conditions “hors sillage” peut être définie comme un rapport entre la variable moyennée hors d'un sillage d'une éolienne 1 et la variable au sein dudit sillage. Une dernière étape consiste à réaliser une série d’expériences, pour déterminer le ou les meilleurs couples du modèle et du paramètre. Cette série d’expériences peut se baser sur une grille de recherche, afin de trouver le meilleur ensemble de paramètres. Des expériences spécifiques peuvent être menée pour déterminer la dépendance de certains paramètres aux conditions atmosphérique, afin de définir une loi de variation d'un ou plusieurs desdits paramètres. Une sélection est opérée pour un couple, sur la base de plusieurs critères, ou d’un critère composite. De plus, le modèle sélectionné peut aussi comprendre une combinaison parmi plusieurs couples. La variation entre les résultats de plusieurs couples fourni une base pour estimer l’incertitude de modélisation des effets de sillage. Une méthode similaire peut être utilisée pour les effets de blocage. Ensuite, ledit module 20 d'analyse et d'optimisation estime un nouveau rendement ou un rendement corrigé correspondant pour ladite deuxième éolienne, basé sur l'effet de sillage et/ou l'effet de blocage. A ce titre, la puissance électrique de chaque éolienne 1 est exprimée une valeur en Watt (W), ou bien kiloWatt, ou encore MégaWatt, et la production d’énergie électrique est exprimée en kiloWatt-heure (kWh), MégaWatt-heure (MWh), GigaWatt-heure (GWh) ou bien TéraWatt-heure (Twh), en fonction de la durée de la période déterminée. Cette production est donc représentée par une série temporelle, obtenue par un modèle de production électrique spécifique aux types d’éoliennes 1 présents sur le site, à savoir en fonction de leurs caractéristiques 110. En entrée, ces modèles reçoivent les valeurs des composantes 200 des vents, mais aussi de caractéristiques de l'atmosphère. En sortie, ils génèrent des valeurs de production. Selon un mode de réalisation, un modèle correspond uniquement à une courbe de puissance, notamment sous forme d'une table indiquant la production électrique en fonction de la vitesse du vent. De telles tables peut être soumise à d'autres composantes 200 des vents et des caractéristiques de l'atmosphère. Ainsi, en interpolant au sein de cette table, une vitesse des vents permet de prédire la puissance produite. Pour la relation de la courbe de puissance, la relation de la courbe de référence du constructeur de l'éolienne 1 permet de donner la puissance idéale et théorique, tandis que la courbe de puissance opérationnelle, qui représente de manière plus réaliste le fonctionnement réel constaté de l'éolienne 1, permet notamment d'obtenir un comparatif et un état de vieillissement de ladite éolienne 1. D’autres variables peuvent être incluses dans la série prédictive des vent, telles que la composante 200 de vitesse de vents de référence, la densité de l’air, l’intensité turbulente, ou le cisaillement. Le désalignement en lacet par rapport à la direction du vent est aussi un paramètre de ce modèle, car un désalignement engendre une perte de production, qu'il est possible de quantifier, comme décrit ultérieurement. D’autres modèles empiriques, statistiques et modèles appris des données peuvent aussi être utilisés. Ensuite un modèle prédictif est généré, en particulier par apprentissage, pour prédire la puissance produite et enregistrée pour être accessible, notamment au sein du SCADA. Enfin, la puissance produite pour chaque éolienne 1 peut dépendre des schémas de bridage décidés pour le plan d'exploitation du parc éolien. Ces schémas de bridage sont souvent dépendants de certaines composantes des vents, comme la vitesse et de la direction 201 principale, tels qu’elles sont connues ou prédites pour chaque éolienne 1. En outre, tel que décrit ultérieurement, une fonction de transfert de nacelle 102 peut être utilisée pour modéliser ladite vitesse et ladite direction 201, en vue de simuler le comportement de chaque éolienne 1. Ainsi, en utilisant ces modèles, la production électrique est alors calculée pour chaque éolienne 1, en considérant ou non les effets de sillage. Concernant les mesures effectuées, visant notamment une ou plusieurs composantes 200 des vents, le système 2 de supervision prévoit plusieurs traitements, afin d'affiner et de filtrer les valeurs mesurées. Selon un mode de réalisation, ledit système 2 de supervision comprend un module d'intégration des valeurs successives mesurées d'au moins de ladite direction 201 principale, sur une ou plusieurs périodes temporelles, en au moins une série temporelle de données. Selon un mode de réalisation, l'intégration comprend un filtrage des données, permettant de sélectionner, pour chaque éolienne 1, une partie des données considérées comme fiables pour l’analyse de performance en fonctionnement normal. En d'autres termes, les données d’entrées sont filtrées en choisissant des critères, comme une période de production, des événements ou encore les statuts opérationnels de chaque éolienne 1. En somme, il s’agit d’exclure les périodes pendant lesquelles les éoliennes 1 ne sont pas en fonctionnement normal, par exemple en utilisant les statuts indiqués pour chaque éolienne 1, puis si nécessaire, en effectuant une série de filtrages automatiques des points aberrants, comme une crête de puissance au démarrage. Optionnellement, le filtrage peut aussi inclure une exclusion de la présence de sillages, en excluant des directions propres à chaque éolienne 1 lorsqu'elle est soumise au sillage d’une ou plusieurs voisines 1. De plus, ledit système 2 de supervision comprend un module de calibration des données de chaque série temporelle. En d'autres termes, pour chaque période temporelle, un ensemble de valeurs des mesures effectuées sur site, préalablement ou après implantation des éoliennes 1, sont enregistrées numériquement sous forme de données non calibrées en entrée du module de calibration, qui traite ces données et génère en sortie des données calibrées, sous forme d'un modèle numérique prédictif de séries temporelles calibrées du vent. Selon un mode de réalisation, un tel modèle des séries temporelles calibrées permet de calculer un ou plusieurs champs des vents et de leurs composantes 200, ainsi que de paramètres de l'atmosphère, préférentiellement de l'atmosphère instationnaire. Pour ce faire, ledit système 2 de supervision comprend un module 24 de génération, à partir de ladite au moins une série temporelle de données, d'au moins un modèle 211 virtuel atmosphérique local, correspondant à un maillage tridimensionnel d'une zone dudit site comprenant au moins ladite éolienne 1. Ainsi, en entrée, un champ de vents est défini selon un maillage tridimensionnel couvrant le site, avec une résolution horizontale allant de 20 à 200 m, ainsi qu'une résolution verticale allant de 5 à 50 m. Les données des composantes 200 des vents dans un champ desdits vents se résument alors un réseau ou nuage de points, défini en fonction de la position des éoliennes 1. Un tel champ de vents peut être obtenu à partir d'un modèle 210 météorologique avec une résolution spatiale suffisamment fine. Par exemple un modèle 210 météorologique de type WRF peut être utilisé ou bien couplé à un modèle numérique de type CFD, utilisé en mécanique des fluides pour la simulation des écoulements en configurations complexes, à savoir au sein du site en fonction de sa topographie et des infrastructures, en particulier les éoliennes 1. Ces modèles se basent sur la résolution numérique des équations d’état et conservation des variables physiques atmosphériques. Ils nécessitent des moyens informatiques de calcul conséquents, comme des supercalculateurs, notamment basés sur des architecture de type Central Processing Unit (CPU pour unité centrale de traitement), Graphical Processing Unit (GPU pour unité de traitement graphique) ou bien hybrides CPU-GPU. Ces modèles reçoivent aussi en entrée des données sur la topographie du site, comme une carte d’élévation digitale du terrain, sur l’occupation des sols, ainsi que des données issues de services d'analyse météorologique globale par des modèles à circulation planétaire de grande échelle. Selon un mode de réalisation, ces modèles basés sur la résolution numériques des équations de la physique atmosphérique, par exemple de type NWP (pour « Numerical Weather Prediction » ou prédiction numérique météorologique) peuvent être remplacés par des modèles d'intelligence artificiel, préférentiellement avec un apprentissage automatique, notamment supervisé ou semi-supervisé, sur la base desdits modèles NWP. Ces données météorologiques en entrée présentent une résolution spatiale grossière et globale, de l’ordre de 30 km (kilomètre), qu'il convient d'affiner par rapport au site d'un parc éolien. En effet, un modèle non calibré génère des incertitudes de prédiction, notamment sur la vitesse et la vitesse moyennes des vents, de l’ordre de +/- 0,5 m/s, voire davantage sur des cas de terrain complexe. Des telles incertitudes se translatent en d'importants écart de rendement, pouvant aller jusqu'à un écart de 15%. Dès lors, ladite calibration est réalisée pour affiner avec une précision suffisante les valeurs des composantes des vents sur le site. Une telle calibration utilise des valeurs des composantes 200 des vents mesurées sur le site durant une phase de pré-construction, avant implantation du parc éolien. En particulier, l'absence d'éoliennes 1 en exploitation assure que ces mesures préalables sont rigoureusement liées au site, n'étant pas impactées par le fonctionnement desdites éoliennes 1, notamment leur effet de sillage. Ces mesures préalables ne nécessitent alors pas l'installation de moyens de mesure supplémentaires après l'implantation, dont les mesures seraient susceptibles d'être impactés par le fonctionnement des éoliennes 1. De façon complémentaire, en particulier s'il n'existe pas de données se rapportant aux mesures des vents lors de la phase de pré-construction sur le site, à savoir des mesures réalisées avant implantation du parc, la calibration est effectuée à partir de mesures réalisées sur ledit site après implantation, notamment à partir de capteurs installés sur la nacelle 102 de chaque éolienne 1 ou bien sur le site à partir de capteurs indépendants des éoliennes 1. Cette étape est réalisée lors d'une phase préliminaire d'exploitation ou pré-exploitation, en opération desdites éoliennes 1, afin d'obtenir les données nécessaires en entrée auxdits modules d'intégration et de calibration. Cette calibration permet donc, à partir de mesures préalables sur site en entrée, d'obtenir des prédictions affinées, à l'échelle dudit parc éolien, de l'ordre du mètre au kilomètre. Ensuite, la calibration est utilisée durant la période d’exploitation dudit parc éolien, pour corriger les prédictions. Plus avant, la calibration porte sur plusieurs composantes 200 des vents, en particulier a minima sur la vitesse, la direction et le sens des vents, ainsi que l’intensité turbulente. Selon un mode de réalisation, la calibration consiste à ajuster la série prédite par un facteur multiplicatif d’ensemble, correspondant à un rapport entre la vitesse mesurée et la vitesse prédite durant la période de calibration, à savoir pendant la phase de pré-construction ou de la phase de pré-exploitation. Par exemple, un tel ajustement de la calibration peut être obtenu par des méthodes matricielles de type MCP (pour « measure correlate prédict » ou mesure corrélation prédiction), consistant en des régressions linéaires en moindre carrés par secteur de vent. Ces techniques portent sur la vitesse et la direction. Une autre méthode consiste à formuler la calibration comme un problème de régression selon une fonction de type Y=F(x), avec « Y » équivalent à la série temporelle des variables cibles mesurées, avec « x » équivalent à la série temporelles des variables descriptives provenant de la prédiction de simulation non calibrée. La variable « x » peut aussi contenir des dépendances spatiales, dans le cas où plusieurs mâts 101 serviraient de référence dans les mesures. En outre, ces méthodes de régression peuvent être implémentées avec des librairies d’apprentissage automatique accessible audit module de calibration. Le modèle vents calibré résulte alors de la composition de la fonction F avec le modèle non-calibré des vents. En outre, en sortie, les séries calibrées peuvent être fournies à un superviseur selon plusieurs scénarios d’opération qu'il est possible de configurer et de faire varier, par exemple au travers d'un scénario attendu en suivant le fonctionnement prévu, d'un scénario optimisé en ajustant notamment l'orientation des éoliennes 1, voire d'un scénario dégradé, en fonction d'aléas climatique ou de maintenances prévues. Ensuite, ledit module 20 d'analyse et d'optimisation estime un rendement prédictif, générant une simulation prédictive de ladite performance de chaque éolienne 1. Ce rendement prédictif se base donc sur les données calibrées, mais aussi sur le différentiel 401 et la correction de la position 400 angulaire, tel que précédemment décrit (i.e. sur ledit rendement mis à jour ou corrigé), de façon réelle ou virtuelle. Ainsi, l’utilisation d'une chaîne de plusieurs prédictions de séries calibrées permet de déterminer des actions visant l’amélioration de la production d'électricité , mais aussi la réduction des coûts d’exploitation. Une fois la chaîne prête avec des séries calibrées, les prédictions peuvent être réalisées pour couvrir une durée configurable, allant de quelques mois à plusieurs années. En somme, plusieurs versions de la même simulation sont réalisées, afin d’évaluer des gains potentiels et de les comparer, permettant de justifier la mise en œuvre ou non de l’action à mener. Sur la base de ces séries, plusieurs résultats sont établis, qui mènent à des améliorations sur l’opération du parc éolien. Selon un mode de réalisation, un gain sur la production et donc le rendement peut être déterminé par la détection et la correction des erreurs d'alignement en lacet, à savoir qu'un fonctionnement d’une éolienne 1 avec un désalignement en lacet mène à une perte, qui est proportionnelle à un cosinus de la valeur de l’angle d’erreur d’alignement élevée à une puissance d’un nombre réel non nul. Dès lors, afin de déterminer les actions possibles à mener, une première simulation est réalisée avec les erreurs d’alignement actuelles pour une ou plusieurs éoliennes 1, puis une seconde simulation est réalisée sur la ou les mêmes éoliennes 1, avec lesdits erreurs corrigées. Ainsi, un gain dudit rendement est déterminé pour la ou lesdites éoliennes 1 et la ou les actions de correction de l'alignement sont transmises à l'opérateur. Il est aussi possible de quantifier le gain du rendement, notamment par rapport à un seuil défini, par exemple en pourcentage, notamment de un à plusieurs dixièmes de pourcents. Un tel seuil peut être déterminé en fonction de l'énergie nécessaire à la motorisation d'une éolienne 1 pour corriger l'erreur de d'alignement de sa nacelle 102, au regard dudit gain. Dès lors, pour la ou les éoliennes 1 où le gain est supérieur audit seuil, une ou plusieurs actions de correction sont transmises à l'opérateur, par exemple sous la forme d'un changement d'un paramètre de contrôle de chaque éolienne 1 concernée, soit par une maintenance à opérer sur ladite éolienne 1, notamment par une modification de sa girouette servant à indexer sa position 400 angulaire dans le référentiel 300. En outre, après une période donnée, le système 2 permet de visualiser les gains réels au regard des gains prédits, pour chaque éolienne 1 sur laquelle une action a été menée ou bien une action a été déterminée, mais pas forcément réalisée. Selon un mode de réalisation, un gain peut être déterminé par l'amélioration des schémas de bridage d'une ou plusieurs éoliennes 1. Des prédictions sont effectuées sur les paramètres de bridage des éoliennes 1, puis les résultats sont comparés au plans réels déjà échus, afin de déterminer des écarts potentiels et de proposer des actions menant à des gains correspondants. Il est alors possible de déterminer plusieurs groupes de type de gains, par exemple comme décrit par la suite. Un premier groupe de gains regroupe des gains issus de pertes liées à une mauvaise implémentation du plan de bridage. Pour identifier ce cas, les pertes attendues et connues lors d'un bridage d'une éolienne 1 sont comparées avec les pertes prédites. Si la perte prédite est largement supérieure à la perte attendue, le plan de bridage est vérifié, par exemple en comparant les prédictions et les résultats pendant des périodes durant lequel chaque éolienne 1 est bridée. Un deuxième groupe de gains regroupe les gains issus de pertes liées à une mauvaise exécution du plan de bridage prévu initialement, potentiellement correctement implémenté. Par exemple, la mauvaise exécution du plan de bridage peut être liée à un capteur sur le site qui ne serait pas calibré correctement ou qui serait défaillant. Dans le cas d'un plan de bridage dépendant de l’azimut de la nacelle 102 et de la vitesse du vent mesurée sur ladite nacelle 102, mais que les mesures sont biaisées, alors la perte peut être supérieure à la perte intentée. Étant donné que la calibration selon l'invention permet de compenser l'orientation angulaire de la nacelle 102, voire la mesure de la vitesse au niveau de ladite nacelle 102, la prédiction permet de simuler l’effet de tout écart ou de toute erreur, en comparant les pertes liées au bridage, par rapport aux pertes prédites si lesdits écarts ou erreurs étaient corrigées. En particulier, si l’amplitude de ces écarts dépasse un certain seuil, le système 2 de supervision transmet une action à l'opérateur, recommandant la calibration de des capteurs correspondants, afin d’atteindre les gains prédits. Une telle calibration des capteurs peut se réaliser par des actions à distance ou bien sur site. Un troisième groupe de gain regroupe des gains supposés dans le cas d'une implémentation et d'une exécution correcte des plans de bridage, avec en sus une optimisation du plan de bridage, en prenant en compte les effets réels de ce bridage sur l’environnement. Selon un mode de réalisation, inversement, une perte peut être déterminée à partir effets de sillage déterminés de plusieurs éoliennes 1 entre elles. Dès lors, pour chaque éolienne 1 concernée, une des déficits liés aux effets de sillage permettent de calculer des moyennes agrégées, par exemple sur une période mensuelle. Ces moyennes permettent notamment à l’exploitant d’expliciter la production mensuelle, pour optimiser financièrement le budget d’exploitation du parc éolien. Selon un mode de réalisation, il est possible d'effectuer une détection et une quantification des changements de performance d'une ou plusieurs éoliennes 1. Dès lors, pour chaque éolienne 1 concernée, une prédiction est réalisée avec un rendement prédit et est comparée à un rendement réel passé, déterminant un écart. Des moyennes agrégées des écarts permettent d'identifier des groupes de performances entre plusieurs éoliennes 1. Les éoliennes 1 avec un écart défavorable, notamment par rapport à un seuil défini, sont considérées en sous performance relative. Des investigations spécifiques peuvent être menées, à distance ou bien sur ledit site, afin de résoudre un potentiel problème commun à plusieurs éoliennes 1, en rapport avec le logiciel des moyens de contrôle, un défaut de construction ou d'implantation, une vieillesse prématurée d'un élément, etc. La connaissance d’autres composantes 200 des vents permet aussi de diagnostiquer une partie du problème. Ainsi, il est possible d'ordonner chaque éolienne 1 d'un parc avec un classement, permettant de quantifier des améliorations ou des dégradations de performance. Un tel classement permet notamment de vérifier qu’une correction d’erreur d’alignement en lacet à apporter est susceptible de générer les bénéfices prédits. Selon un mode de réalisation, il est possible d'effectuer une mesure absolue de performance d'une ou plusieurs éolienne 1. Tout d'abord, une courbe de puissance prédite est obtenue à partir de la vitesse des vents prédite, puis comparée la puissance réelle produite. Cette courbe de puissance prédite est aussi comparée avec la courbe de puissance de référence de chaque éolienne 1. Dès lors, si la courbe de puissance prédite est inférieure à la courbe réelle, l’éolienne 1 produit est susceptible de produire moins que selon la courbe de puissance de référence. Cette vérification de confirmer une sous-performance absolue par une mesure indépendante, et éventuellement de déceler un défaut de construction ou de fabrication, en vue de résoudre un tel problème. Selon un mode de réalisation, il est possible d'effectuer une prédiction de rendements à long terme, affectée avec divers des scénarios susmentionnés. Ces rendements prédits peuvent être agrégés sur une période déterminée, par exemple mensuellement, puis une extrapolation à long terme est menée, notamment en utilisant une source de réanalyse à long terme, par exemple en suivant une approche d'Operational Energy Yield Assessment (pour évaluation du gisement énergétique opérationnel). Une telle méthode peut être répétée en simulant des variations sur la spécification des de chaque éolienne 1, par exemple avec des mises à jour importantes des logiciels de contrôle des certaines éoliennes 1 qui impactent leur courbe de puissance, des mises à jour du schéma de bridage, le remplacement d'une ou plusieurs éoliennes 1 sur l'emplacement correspondant, l'implantation de nouvelles éoliennes 1 au sein du parc éolien, et/ou le démantèlement de certaines éoliennes 1. Plus avant, selon un mode de réalisation, ledit module d'intégration génère ladite série temporelle de données préalablement à l'implantation de chaque éolienne 1. Le système 2 de supervision présente alors un caractère de simulation virtuelle totalement prédictive. Selon un mode alternatif de réalisation, ledit module d'intégration génère ladite série temporelle de données au cours du fonctionnement de chaque éolienne 1, préférentiellement au cours d'une phase de pré-fonctionnement. Le système 2 de supervision permet alors de vérifier la bonne exploitation, sur une période passée, présente, mais aussi à venir, avec un caractère de simulation prédictive. En outre, on notera que le caractère prédictif peut être envisagé de façon récursive, avec des itérations successives ou des bouclages des simulations en sortie sur l'entrée dudit système 2 de supervision, en fonction d'un ou plusieurs desdits scénarios. Selon un mode de réalisation, ledit système 2 comprend un module de calcul de fonctions de transfert des moyens de mesure sous forme d'un capteur de type anémomètre monté sur ladite nacelle 102, en fonction dudit modèle 211 virtuel atmosphérique. De telles fonctions de transfert permettent de prédire le vent “libre” à partir d’un vent altéré, prenant en considération les turbulences et toute modification des composantes 200 impactées par le fonctionnement de l'éolienne 1, en particulier les turbulences générées par le passages des pales 104, qui impactent les mesures réalisées par l'anémomètre positionné en aval sur la nacelle 102 de ladite éolienne 1, mais aussi sur la nacelle 102 d'une autre éolienne 1 subissant un effet de sillage et/ou un effet de blocage. En effet, comme évoqué précédemment, les vents sont impactés à proximité d'une éolienne 1, faussant les mesures. En particulier, les vents subissent un ralentissement en aval, induit par la conversion énergétique, pouvant aller jusqu'à une baisse de 30%. Pour déterminer ces fonctions de transfert, des tests préalables sont effectués, notamment en positionnant un capteur en haut d'un mât devant une éolienne 1. Ainsi, la différence des mesures entre ce capteur amont et le capteur aval installé sur la nacelle 102, permet d'obtenir une fonction de type vitesse_mât = F(vitesse_nacelle). Un telle fonction peut être linéaire ou polynomiale, obtenue par une régression, notamment une régression de moindres carrés. Selon un mode préférentiel de réalisation, la fonction de transfert est ajustée, en remplaçant la « vitesse_mat » par la vitesse de la composante 200 des vents au sein issue du maillage de vents générée en sortie du module de calibration. Une telle fonction de transfert ajustée permet d'adapter la conversion des vents par rapport à la réalité du site, avant ou après implantation, en s'affranchissant d'un capteur positionné devant chaque éolienne 1. Comme précédemment décrit, la période temporelle peut être prédéfinie selon une durée allant de quelques secondes, par exemple dix secondes, à une ou plusieurs minutes, ou bien à une ou plusieurs heures, ou bien un ou plusieurs jours. Plusieurs périodes temporelles peuvent être combinées, notamment par concaténation, pour obtenir une période plus longue, d'un ou plusieurs jours, ou d'une ou plusieurs semaines, ou bien d'un ou plusieurs mois, voire s'étalant sur une ou plusieurs années. A titre d'exemple, la position 400 angulaire de chaque nacelle 102 peut être mise à jour automatiquement par le contrôleur et les actionneurs de l'éolienne 1, qui cherche à suivre la direction du vent par des changement d'orientation survenant toutes les minutes. Le système 2 de supervision effectue alors une boucle de contrôle fermée, sur une période temporelle de une minute. Ainsi, le système 2 de supervision selon l'invention permet de compenser les dégradations et les erreurs qui surviennent au fil du temps, en particulier de compenser un décalage de l'orientation angulaire des éoliennes pouvant atteindre plusieurs degrés. Le système 2 de supervision permet alors d'optimiser le rendement d'un parc éolien, existant ou à venir, en mettant en œuvre un jumeau numérique générant des séries temporelles calibrées des vents, des sillages et de la production électrique, pour chaque éolienne 1, pendant une période d’exploitation. Les séries temporelles sont produites en mettant en œuvre des modélisations numériques et virtuelles des vents, des interactions du parc avec l’atmosphère et de la production électrique. La calibration est utilisée pour ajuster les représentations virtuelles des vents, avec des mesures calibrées de leurs composantes 200, avec un ajustement des modélisations de sillage. Les séries temporelles générées de façon calibrée permet de quantifier et d'améliorer la performance des éoliennes 1, en menant des actions qui vont permettre d’augmenter la production d'électricité du parc éolien. En particulier, la spécification 112 d'exploitation de l'orientation angulaire de chaque éolienne 1 permet de détecter et corriger les désalignements en lacet des éoliennes 1. Le système 2 de supervision permet aussi l'amélioration de la définition des plans de bridage du parc éolien. Comme évoqué précédemment, le système 2 de supervision est implémenté sous forme d’un service logiciel, sous forme de software et d'accès à des données, qui est mis à disposition des exploitants de parcs éoliens. Les données sont acheminées régulièrement vers une interface, permettant notamment la supervision et le monitoring, ainsi que des prises de décision, offrant une visibilité aux exploitants. En entrée, du point de vue de l’utilisateur, le système 2 permet de sélectionner une plage temporelle d’intérêt durant l’exploitation, par exemple le dernier mois ou la dernière année. En sortie, l'utilisateur peut visualiser pour le parc dans son ensemble mais aussi pour chaque éolienne 1, une série de données réparties temporellement sur des périodes d’intérêt, typiquement au pas de temps de 10 minutes, découpant ladite plage temporelle et correspondant à une partie de la phase d’exploitation. En particulier, le système 2 de supervision permet de visualiser et choisir une série indexée dans le temps pour chaque éolienne 1. Cette série indexée peut correspondre à une ou plusieurs configurations en fonctionnement de chaque éolienne 1, en particulier d'une ou plusieurs orientations angulaires de la nacelle 102. Il est aussi possible pour l'utilisateur de faire varier ce facteur, afin de simuler des rendements de façon prédictive. D'autres informations sont accessibles à l'utilisateur dans cette série indexée de données, comme la puissance prédite et les composantes 200 des vents et de l'atmosphère, fournis à différentes hauteurs par rapport au sol, en particulier à la hauteur du moyeu de l’éolienne 1, et à d’autres hauteurs comprises entre 20 m et 300 m, permettant de visualiser rapidement les vents localement au niveau de chaque éolienne 1. En outre, les composantes 200 des vents, comme la vitesse et la direction 201 principale, et les variables de l'atmosphère, comme la densité de l’air, la température, la pression et l’humidité, et la stabilité atmosphérique, l’angle d’inclinaison, sont complétées par des paramètres impactant, comme l’intensité de la turbulence et le cisaillement. Ces paramètres peuvent être fournis avec présence d'un effet de sillage et sans présence de sillage d'une ou plusieurs éoliennes 1. Ainsi, en comparant les séries temporelles prédites et les séries temporelles obtenues, par exemple à partir du SCADA, le système 2 de supervision permet à une utilisation d'obtenir différents résultats, comme une correction des erreurs d’alignement en lacet des nacelles 102, avec une estimation des gains, ou une correction des fonctions de transfert des anémomètres installées sur les nacelles 102, avec des gains estimés via une mise à jour des schémas de bridage. Cette comparaison permet aussi d'obtenir une analyse de la bonne implémentation des plans de bridage, avec une proposition d’action corrective. Le système 2 de supervision permet une estimation de performance absolue, permettant de mettre en regard la production actuelle avec la production attendue, d’après les spécifications 112 d'opération des éoliennes, et mettre en évidence des écarts et certaines de causes, pour ajuster les résultats, en particulier en fournissant une estimation des pertes de sillages lors de la période d’exploitation. Système (2) de supervision d'au moins une éolienne (1) à implanter et/ou implantée sur au moins un site de production, - chaque site étant balayé par des vents, chacun desdits vents présentant des composantes (200), dont au moins une direction (201) principale dans un référentiel (300) et une vitesse ; - chaque éolienne (1) comprenant un mât (101) recevant à son extrémité supérieure une nacelle (102) supportant un rotor formé d'au moins un moyeu (103) sur lequel sont montées des pales (104), avec une génératrice électrique alimentant en énergie selon une puissance un réseau de production, chaque éolienne (1) ayant des caractéristiques (119) techniques et une configuration (111) de fonctionnement avec au moins une orientation angulaire de chaque nacelle (102) dans ledit référentiel (300) ; ledit système (2) de supervision comprenant - des moyens de mesure sur au moins une période temporelle d'au moins ladite direction (201) principale parmi lesdites composantes (200) desdits vents ; lesdits moyens de mesure étant implantés sur ledit site, ; - des moyens de contrôle de la configuration de chaque éolienne (1), permettant au moins la modification de ladite orientation angulaire de ladite nacelle (102) par rapport à la direction (201) principale mesurée ; caractérisé en ce que ledit système (2) de supervision comprend - des moyens de détection de ladite orientation angulaire : - un module (23) de détermination d'au moins un différentiel (400) angulaire à partir de ladite direction (201) principale mesurée et de ladite orientation angulaire détectée, correspondant à une erreur d'alignement en lacet ; - lesdits moyens de contrôle modifiant l'orientation angulaire de chaque nacelle (102) en fonction de ladite erreur d'alignement en lacet. Système (2) de supervision selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu'il comprend - un module (20) d'analyse et d'optimisation de la performance de chaque éolienne (1), estimant un rendement de production pour ladite éolienne (1). Système (2) de supervision selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que lesdits moyens de détection comprennent - un module (22) de détection de ladite orientation angulaire de chaque éolienne (1) i) par acquisition d'au moins une capture photo/vidéo, de préférence par imagerie satellite en haute résolution, avec une finesse d'au moins 1 mètre, de préférence une finesse inférieure à 0,5 m, de préférence encore une finesse inférieure à 0,3 m ; ii) puis par découpage de chaque image en au moins une vignette comprenant chaque éolienne (1) ; iii) puis par détermination de l'orientation angulaire de chaque éolienne (1) dans chaque vignette. Système (2) de supervision selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que - une première éolienne (1) et au moins une deuxième éolienne (1) forment un parc éolien implanté sur ledit site ; le système comprenant des moyens de calibration qui assurent la détection j) d'un effet de sillage entre la première éolienne (1) et au moins de ladite deuxième éolienne (1), et/ou jj) d'un effet de blocage entre ladite première éolienne (1) et au moins de ladite deuxième éolienne (1) ; - le module (22) de détection de l'orientation angulaire utilisant la détection de l'effet de sillage et/ou de l'effet de blocage des moyens de calibration. Système (2) de supervision selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend - un module d'intégration des valeurs successives mesurées d'au moins de ladite direction (201) principale, sur une ou plusieurs périodes temporelles, en au moins une série temporelle de données ; - un module de calibration des données de chaque série temporelle ; - ledit module (20) d'analyse et d'optimisation estimant un rendement prédictif, générant une simulation prédictive de ladite performance de chaque éolienne (1). Système (2) de supervision selon la revendication précédente, caractérisé en ce que k) ledit module d'intégration génère ladite série temporelle de données préalablement à l'implantation de chaque éolienne (1) ; ou kk) ledit module d'intégration génère ladite série temporelle de données au cours du fonctionnement de chaque éolienne (1), préférentiellement au cours d'une phase de pré-fonctionnement. Système (2) de supervision selon l'une quelconque des revendications 5 ou 6, précédentes, caractérisé en ce qu'il comprend - un module (24) de génération, à partir de ladite au moins une série temporelle de données, d'au moins un modèle (211) virtuel atmosphérique local, correspondant à un maillage tridimensionnel d'une zone dudit site comprenant au moins ladite éolienne (1). Système (2) de supervision selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu'il comprend - un module de calcul de fonctions de transfert des moyens de mesure sous forme d'un capteur de type anémomètre monté sur ladite nacelle (102), en fonction dudit modèle (211) virtuel atmosphérique local. Système (2) de supervision selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu'il comprend - un module de paramétrisation d'au moins une courbe de chaque éolienne (1) représentative de ladite puissance, en fonction de ladite vitesse desdits vents et en fonction de spécifications (112) d'opération de ladite éolienne (1).