Brevet FR3138479A1 — publié le 20240202

L’invention concerne un procédé de détermination d’états de fonctionnement d’une éolienne, à partir d’un ensemble de données (21) enregistrées dans un système de contrôle et d’acquisition de données de l’éolienne, l’ensemble de données (21) comprenant une pluralité de points de fonctionnement (22) de l’éolienne. Le procédé comprend des étapes consistant à, pour chaque point de fonctionnement, générer des séries de signaux (24, 26) représentant plusieurs scenarios de fonctionnement possibles de l’éolienne, et à comparer une valeur caractéristique de ces signaux avec une valeur réelle mesurée pour le point de fonctionnement, afin d’en déduire un état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement. Figures pour l’abrégé : Figures 4A et 4B PROCEDE DE DETERMINATION D’ETATS de fonctionnement d’UNE EOLIENNE DOMAINE DE L'INVENTION L’invention concerne un procédé de détermination d’états de fonctionnement d’une éolienne. ETAT DE LA TECHNIQUE Une éolienne est un dispositif qui transforme une énergie cinétique du vent en énergie électrique. Une éolienne comprend généralement un mat, une nacelle et un rotor monté rotatif sur la nacelle. Le rotor comprend un moyeu et des pales s’étendant radialement à partir du moyeu. Le rotor est propre à être entrainé en rotation par l’action du vent sur les pales. Le rotor entraine à son tour une génératrice par le biais d’un mécanisme de transmission. Lorsqu’elle est entrainée en rotation, la génératrice produit un courant électrique. La vitesse de rotation du rotor étant trop faible pour créer du courant électrique à la fréquence du réseau électrique, le mécanisme de transmission comprend une boite de vitesse ou « multiplicateur » permettant d’atteindre une vitesse de rotation requise par la génératrice pour créer le courant électrique à la fréquence du réseau. La puissance électrique générée par l’éolienne dépend des conditions météorologiques et plus particulièrement de la vitesse du vent et de sa direction. Afin de maximiser la puissance électrique générée, l’éolienne comprend un système de contrôle-commande permettant d’ajuster les paramètres de fonctionnement de l’éolienne, tels que l’angle de calage des pales (ou « pitch angle ») et l’orientation de la nacelle par rapport au mat (ou « yaw »). En fonctionnement normal, la puissance électrique générée dépend de la vitesse du vent, et suit une courbe de puissance théorique prédéfinie. La courbe de puissance théorique présente une forme de S : elle est généralement divisée en deux parties. La première partie correspond à une montée en puissance jusqu’à atteindre la puissance nominale. La seconde partie est un plateau correspondant à l’atteinte de la puissance nominale. Cependant, il existe des situations où la puissance électrique générée par l’éolienne est inférieure à puissance théorique définie par la courbe de puissance théorique. Dans ces situations, l’éolienne fonctionne en « sous-performance ». Une situation de fonctionnement en « sous-performance » peut être volontaire. C’est le cas par exemple lorsque l’opérateur souhaite réduire la puissance électrique générée par l’éolienne, par exemple pour des raisons règlementaires (limitation du niveau de bruit généré par l’éolienne) ou encore pour limiter les efforts subis par certains composants mécaniques de l’éolienne. A cet effet, le système de contrôle-commande envoie des consignes en puissance ou en angle de pitch (réglage angulaire des pales). L’éolienne est bridée. Mais, dans certains cas, une situation de fonctionnement en « sous-performance » est involontaire, par exemple en cas de défaillance d’un composant de l’éolienne (par exemple une défaillance du système de réglage angulaire des pales ou du système d’orientation de la nacelle), ou à cause de certaines conditions climatiques (par exemple la présence de givre sur les pales en hiver) qui peuvent entrainer une réduction de l’efficacité de l’éolienne. Les propriétaires de parcs éoliens souhaitent pouvoir évaluer les pertes de puissance des éoliennes dues à ces états de fonctionnement en « sous-performance ». De plus, les états de fonctionnement en « sous performances » dus à des dommages matériels doivent être détectés afin de ne pas entraîner des conséquences plus graves au sein de la structure de l’éolienne. Afin de pouvoir détecter les situations de fonctionnent en « sous-performance » d’une éolienne, il est possible de comparer la puissance active réellement produite par l’éolienne avec une puissance active théorique définie par la courbe de puissance théorique de l’éolienne. Une situation de fonctionnement en « sous-performance » est détectée lorsque l’écart entre la puissance réellement produite par l’éolienne et la puissance active théorique devient trop important. Cependant, cette technique ne permet pas une détection précise des états de « sous-performances » des éoliennes. En effet, la valeur de la puissance active et la valeur de la vitesse du vent mesurées sur l’éolienne sont des moyennes sur des intervalles de temps (typiquement 10 minutes), ce qui a pour effet de disperser les points de mesure autour de la courbe de puissance théorique. Ceci implique que pour des vitesses de vent situées dans la première partie (partie croissante) de la courbe de puissance théorique, les points où l’éolienne est en sous-performance se confondent avec les points où l’éolienne fonctionne normalement. En outre, pour des vitesses de vent situées dans la seconde partie de la courbe de puissance théorique (plateau), les valeurs moyennées faussent l’analyse de la performance des éoliennes : la puissance moyenne mesurée peut être située sous la courbe de puissance théorique, car sur un intervalle de temps considéré (typiquement 10 minutes), l’éolienne a subi des périodes où la vitesse du vent était supérieure à la valeur maximale au-delà de laquelle le rotor de l’éolienne est immobilisé (« vitesse de cut-out »). Cela a pour résultat d’abaisser la valeur de la puissance moyenne mesurée pour une vitesse de vent moyenne restant élevée. Un but de l’invention est de proposer un procédé qui permette une détection plus précise de l’état de fonctionnement d’une éolienne. Ce but est atteint dans le cadre de la présente invention grâce à un procédé de détermination d’états de fonctionnement d’une éolienne, à partir d’un ensemble de données enregistrées dans un système de contrôle et d’acquisition de données de l’éolienne, l’ensemble de données comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne, chaque point de fonctionnement de l’éolienne étant défini par un intervalle de temps, une ou plusieurs valeur(s) caractéristique(s) d’un premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps et une ou plusieurs valeur(s) caractéristique(s) d’un deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps, dans lequel, pour chaque point de fonctionnement, le procédé comprend des étapes de : - générer une première série de signaux, chaque signal de la première série de signaux étant représentatif d’une l’évolution possible d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps, chaque signal de la première série de signaux présentant une ou des valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps, - convertir la première série de signaux en une deuxième série de signaux représentatifs d’une évolution d’une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps, chaque signal de la deuxième série de signaux étant obtenu en convertissant un signal de la première série de signaux au moyen d’un modèle théorique de fonctionnement de l'éolienne permettant d’estimer une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement, - pour chaque signal de la deuxième série de signaux, calculer une valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre sur l’intervalle de temps, - comparer la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps avec la valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et - en déduire un état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement. Autrement dit, pour un même point de fonctionnement, le procédé proposé permet de reconstruire une première série de signaux et une deuxième série de signaux en exploitant des valeurs caractéristiques enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition de données de l’éolienne. La première série de signaux et la deuxième série de signaux générés représentent autant de scenarios possibles d’évolution du premier paramètre (par exemple la vitesse du vent) qui auraient pu être rencontrés par l’éolienne au cours de l’intervalle de temps considéré. De cette manière, la valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre de fonctionnement peut tenir compte d’un ou de plusieurs de ces scenarios possibles. En particulier, la valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre de fonctionnement peut tenir compte du pire scenario et/ou du meilleur scenario et/ou d’un scenario moyen possiblement rencontré par l’éolienne sur l’intervalle de temps. La valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré (par exemple la puissance active générée par la génératrice de l’éolienne) est ensuite confrontée avec la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne estimée en tenant compte d’un ou plusieurs de ces scenarios possibles. De cette manière, l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement peut être déterminé de manière plus juste. Le procédé proposé peut en outre présenter les particularités suivantes : Dans un mode de réalisation du procédé, le procédé comprend, pour chaque point de fonctionnement, une étape de : - générer une pluralité de valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement, distribuées selon une fonction de distribution probabiliste prédéfinie, en fonction de la ou des valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne, et la première série de signaux est générée par tirage aléatoire de valeurs successives du premier paramètre de fonctionnement parmi les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement. Dans un mode de réalisation du procédé, la fonction de distribution probabiliste prédéfinie est choisie parmi une fonction de distribution pseudo-Gaussienne, une fonction de distribution pseudo-Weibull ou une fonction de distribution uniforme. Dans un mode de réalisation du procédé, l’étape de générer une première série de signaux représentatifs de l’évolution d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps, comprend une sous étape de : - éliminer des valeurs du premier paramètre de fonctionnement tirées aléatoirement qui ne sont pas comprises dans un intervalle prédéfini. Dans un mode de réalisation du procédé, le procédé comprend, pour chaque point de fonctionnement, des étapes de : - générer une première composante basse fréquence représentative d’une variation du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et - générer une pluralité de deuxièmes composantes haute fréquence représentatives de variations relatives possibles du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, chaque signal de la première série de signaux étant généré en sommant la première composante basse fréquence et une deuxième composante haute fréquence de la pluralité de deuxièmes composantes haute fréquence. Dans un mode de réalisation du procédé, la première composante basse fréquence est obtenue par interpolation de valeurs caractéristiques du premier paramètre de fonctionnement mesuré sur plusieurs intervalles de temps consécutifs, incluant l’intervalle de temps considéré. Dans un mode de réalisation du procédé, pour chaque point de fonctionnement, la ou les valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement comprennent une valeur moyenne du premier paramètre de fonctionnement mesurée sur l’intervalle de temps, et la première composante basse fréquence est générée par interpolation des différentes valeurs moyennes du premier paramètre de fonctionnement. Dans un mode de réalisation du procédé, chaque deuxième composante haute fréquence est générée par un processus aléatoire ayant une fonction de covariance, la fonction de covariance ayant été calculée au préalable sur des données d’apprentissage comprenant des valeurs réelles du premier paramètre de fonctionnement ayant été mesurées avec un pas de temps entre deux instants de mesures inférieur à la durée de l’intervalle de temps. Dans un mode de réalisation du procédé, pour chaque point de fonctionnement, la ou les valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement comprennent une valeur d’écart-type du premier paramètre de fonctionnement mesurée sur l’intervalle de temps, et chaque signal de la première série de signaux est généré en sommant la première composante basse fréquence et la deuxième composante haute fréquence et en dénormalisant le signal résultant obtenu de sorte que le signal dénormalisé présente un écart-type égal à la valeur d’écart-type du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Dans un mode de réalisation du procédé, la ou les valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement comprennent une valeur minimale, une valeur maximale, une valeur moyenne et/ou un écart-type du premier paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Dans un mode de réalisation du procédé, la ou les valeur(s) caractéristique(s) du deuxième paramètre de fonctionnement comprennent une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Dans un mode de réalisation du procédé, l’éolienne comprend un mat, une nacelle, un rotor, une génératrice de courant électrique, le rotor comprenant un moyeu et des pales montées sur le moyeu, les pales étant propre à entrainer le rotor en rotation par rapport à la nacelle sous l’effet du vent, et la génératrice de courant électrique étant propre à être entrainée en rotation par le rotor, et le premier paramètre de fonctionnement et le deuxième paramètre de fonctionnement sont choisis parmi : - respectivement une vitesse du vent et une puissance active générée par la génératrice (12), ou - respectivement un angle de calage des pales (6) par rapport au moyeu (5) et une vitesse du vent, ou - respectivement un couple moteur transmis par le rotor (4) à la génératrice (12) et une puissance active générée par la génératrice (12), ou - respectivement un angle d’orientation du vent et un angle d’orientation de la nacelle (3) par rapport au mat (2). Dans un mode de réalisation du procédé, la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement est déterminée comme : - une valeur minimale parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et/ou - une moyenne des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et/ou - une valeur maximale parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Dans un mode de réalisation du procédé, lors de l’étape de déduire un état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement, l’état de fonctionnement de l’éolienne est sélectionné parmi un premier état de fonctionnement et un deuxième état de fonctionnement, l’un du premier état de fonctionnement étant un état de fonctionnement normal et l’autre du premier état de fonctionnement et du deuxième état de fonctionnement étant un état de fonctionnement en sous-performance. Dans un mode de réalisation du procédé, pour chaque point de fonctionnement : - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps est supérieure ou égal à un seuil qui dépend de la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, alors l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement est le premier état de fonctionnement, et - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps est inférieure au seuil, alors l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement est le deuxième état de fonctionnement. Dans un mode de réalisation du procédé, le seuil est égal à la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement plus ou moins une marge. Dans un mode de réalisation du procédé, la marge est définie comme un nombre prédéfini multiplié par un écart-type calculé sur l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Dans un mode de réalisation du procédé, le modèle permettant d’estimer une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement a été obtenu à partir de données d’apprentissage comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne, les données d’apprentissage ayant été préalablement acquises et enregistrées sur une période de fonctionnement de l’éolienne au cours de laquelle l’éolienne est uniquement dans un état de fonctionnement normal. Dans un mode de réalisation du procédé, la période de fonctionnement de l’éolienne présente une durée de plusieurs mois, de préférence allant de 3 à 6 mois. Dans un mode de réalisation du procédé, le modèle permettant d’estimer une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement a été obtenu par des étapes de : - partitionner les données d’apprentissage en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le premier paramètre de fonctionnement est compris dans un intervalle prédéfini associé à la tranche, et - calculer, à partir de l’ensemble des points de fonctionnement contenus dans la tranche, une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche. Dans un mode de réalisation du procédé, le procédé comprend une étape de : - à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnement respectifs associés, calculer une valeur de perte d’énergie électrique comme un écart entre une valeur de production d’énergie théorique attendue et une valeur de production d’énergie réelle. Dans un mode de réalisation du procédé, le procédé comprend une étape de : - à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnement respectifs associés, calculer une durée de fonctionnement de l’éolienne dans chacun des états de fonctionnement de l’éolienne. L’invention concerne en outre un produit programme d’ordinateur, comprenant des instructions qui, lorsque le programme est exécuté par un ordinateur, conduisent celui-ci à mettre en œuvre les étapes du procédé tel que défini précédemment. PRESENTATION DES DESSINS D’autres caractéristiques et avantages ressortiront encore de la description qui suit, laquelle est purement illustrative, et non limitative, et doit être lue en regard des figures annexées, parmi lesquelles : - la représente de manière schématique une éolienne, - la représente de manière schématique une courbe de puissance d’une éolienne, - la représente de manière schématique des étapes d’un procédé de détermination de l’état de fonctionnement d’une éolienne conforme à un premier mode de réalisation de l’invention, - la et la représentent de manière schématique les données traitées au cours de différentes étapes du procédé de détermination de l’état de fonctionnement de l’éolienne, - la représente de manière schématique une courbe de puissance théorique permettant de déterminer une valeur théorique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne en fonction du premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne, - la représente de manière schématique des données enregistrées dans le système de contrôle et d'acquisition de données en temps réel raccordé à l’éolienne, - la représente de manière schématique la valeur moyenne des valeurs moyennes des signaux de la première série de signaux, en fonction du nombre N de signaux générés représentatifs de l’évolution d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement, - la représente de manière schématique la valeur moyenne des valeurs moyennes des signaux de la deuxième série de signaux, en fonction du nombre N de signaux générés représentatifs de l’évolution d’une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement, - la représente de manière schématique des variations de seuils déterminés pour les valeurs du deuxième paramètre sur une période de fonctionnement de l’éolienne à analyser, - la représente de manière schématique des étapes d’un procédé de détermination de l’état de fonctionnement d’une éolienne conforme à un deuxième mode de réalisation de l’invention, - la est une courbe représentative d’une variation relative de la valeur du premier paramètre de fonctionnement au cours du temps sur la période de fonctionnement de l’éolienne à analyser, - la est une courbe représentative d’un signal dénormalisé obtenu à partir du signal normalisé de la pour tenir compte de valeurs d’écart-type du premier paramètre de fonctionnement, - la est une courbe représentative d’une variation estimée de la valeur moyenne du premier paramètre de fonctionnement au cours du temps sur la période de fonctionnement de l’éolienne à analyser, - la est une courbe représentative d’un signal obtenu par sommation des valeurs des courbes des figures 12 et 13. DESCRIPTION DETAILLEE D’UN MODE DE REALISATION Sur la , l’éolienne 1 comprend un mât 2 et une nacelle 3 montée à une extrémité du mât 2. La nacelle 3 est propre à pivoter par rapport au mât 2 autour d’un axe X vertical afin de permettre un ajustement de l’orientation (ou « angle de yaw ») de la nacelle 3 en fonction de la direction du vent. L’éolienne 1 comprend un mécanisme d’orientation de la nacelle 3 permettant de faire pivoter la nacelle 3 par rapport au mât 2 afin d’orienter la nacelle 3 selon la direction du vent. L’éolienne 1 comprend en outre un rotor 4. Le rotor 4 comprend un moyeu 5 et des pâles 6. Le rotor 4 est monté rotatif par rapport à la nacelle autour d’un axe Y horizontal. Le rotor 4 peut comprendre trois pâles 6, mais seulement deux pâles 6 sont visibles sur la . Les pâles 6 sont montées sur le moyeu 5. Chaque pâle 6 s’étend radialement par rapport à l’axe Y. L’éolienne 1 comprend en outre un mécanisme de réglage angulaire des pales 6 permettant de modifier le pas (ou « pitch ») des pales. Plus précisément, chaque pale est montée pivotante par rapport au moyeu 5 autour d’une axe radial Z permettant de modifier un angle de la pale 6 par rapport au moyeu 5 (ou « angle de pitch »). A l’intérieur de la nacelle 3, l’éolienne 1 comprend un premier arbre de transmission 7 (ou arbre lent), un multiplicateur 8 (ou boite de vitesse), un deuxième arbre de transmission 9 (ou arbre rapide) et une génératrice 10. La génératrice 10 comprend un stator 11 monté fixe sur la nacelle 3 et un rotor 12 monté rotatif par rapport au stator 11. Le premier arbre de transmission 7 relie le moyeu 5 à une entrée du multiplicateur 8. Le deuxième arbre de transmission 9 relie une sortie du multiplicateur 8 au rotor 12 de la génératrice 10. En fonctionnement, sous l’effet du vent, le rotor 4 est entrainé en rotation par rapport à la nacelle 2 autour de l’axe Y. Le rotor 4 entraine en rotation le premier arbre de transmission 7 à une première vitesse de rotation. Le premier arbre de transmission 7 entraine en rotation le deuxième arbre de transmission 9 par le biais du multiplicateur 8. Grâce au multiplicateur 8, le deuxième arbre de transmission 9 est entrainé en rotation à une deuxième vitesse de rotation supérieure à la première vitesse de rotation. Le rapport de multiplication du multiplicateur (vitesse de sortie / vitesse d’entrée) est par exemple de l’ordre de 100. Le deuxième arbre de transmission 9 entraine en rotation le rotor 12 de la génératrice 10. Sous l’effet de la rotation du rotor 12 par rapport au stator 11, la génératrice 10 génère un courant électrique alternatif à fréquence variable. Un convertisseur de puissance permet de convertir le courant alternatif à fréquence variable généré par la génératrice 10 en un courant alternatif à une fréquence constante égale à la fréquence d’un réseau électrique de distribution. Le multiplicateur 8 permet d’atteindre une vitesse de rotation requise par la génératrice 10 pour générer le courant électrique à une fréquence adaptée pour qu’une fois converti, le courant électrique puisse se propager sur le réseau électrique de distribution. Un frein 13 permet d'immobiliser le rotor 4 de l'éolienne 1 en cas d'urgence ou lors de travaux d'entretien de l’éolienne 1. L’éolienne 1 est équipée d’une pluralité de capteurs permettant de mesurer des paramètres de fonctionnement de l’éolienne 1. Dans l’exemple illustré sur la , l’éolienne 1 comprend un anémomètre 14 propre à mesurer une vitesse du vent et une girouette 15 propre à mesurer une direction du vent par rapport à la nacelle 3. L’éolienne 1 comprend en outre un premier tachymètre permettant de mesurer une vitesse de rotation du premier arbre 7, et un deuxième tachymètre permettant de mesurer une vitesse de rotation du deuxième arbre 9. L’éolienne 1 peut en outre comprendre un capteur permettant de mesurer l’angle des pales 6 (ou « angle de pitch »). L’éolienne 1 peut en outre comprendre un capteur permettant de mesurer des paramètres relatifs à un palier principal supportant le premier arbre de transmission 7, par exemple un thermocouple permettant de mesurer une température du palier principal, ou un accéléromètre permettant de mesurer la fréquence de ses modes propres. L’éolienne 1 peut en outre comprendre des capteurs permettant de mesurer des paramètres relatifs au multiplicateur 8, tels qu’un accéléromètre permettant de mesurer des fréquences de modes propres des différentes pièces composant le multiplicateur, un thermocouple permettant de mesurer une température du multiplicateur, par exemple une température d’un fluide de lubrification contenu dans le multiplicateur, ou un compteur de particules permettant de mesurer un nombre de particules par unité de volume contenues dans le fluide de lubrification. Les capteurs permettent de mesurer des valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne. Les valeurs mesurées permettent d’une part de commander en temps réel le fonctionnement de l’éolienne 1. A cet effet, l’éolienne 1 comprend un système de contrôle-commande propre à ajuster le pas des pâles, l’orientation de la nacelle. Les valeurs mesurées peuvent d’autre part être collectées sur une période de temps prédéfinie pour évaluer les performances de l’éolienne 1 sur cette période de temps. La est un diagramme représentant de manière schématique une courbe de puissance de l’éolienne 1. Sur cette figure, la courbe de puissance comprend une pluralité de points de fonctionnement. Chaque point de fonctionnement de l’éolienne 1 est défini par un intervalle de temps et une série de valeurs caractéristiques de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés pendant l’intervalle de temps. Par exemple, pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne 1, les valeurs caractéristiques d’un paramètre de fonctionnement peuvent comprendre une valeur minimale, une valeur maximale, une valeur moyenne et/ou un écart-type du paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Certains paramètres de fonctionnement peuvent être mesurés directement au moyen de capteurs. Ces paramètres de fonctionnement peuvent comprendre un ou plusieurs des paramètres suivants : - vitesse du vent, - puissance active générée par la génératrice (i.e. en sortie du convertisseur de puissance), - angle de calage des pales par rapport au moyeu, - couple moteur transmis par le rotor à la génératrice, - angle d’orientation du vent, - angle d’orientation de la nacelle par rapport au mat (« angle de yaw »). Les valeurs caractéristiques de ces paramètres de fonctionnement sont enregistrées dans un système de contrôle et d'acquisition de données en temps réel (appelé « Supervisory Control and Data Acquisition » ou « SCADA ») raccordé à l’éolienne 1. Plus précisément, les valeurs caractéristiques des paramètres de fonctionnement enregistrées dans le système de contrôle et d'acquisition de données peuvent comprendre, pour chaque point de fonctionnement : - une valeur minimale, une valeur maximale, une valeur moyenne et/ou un écart-type d’un premier paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps, et - valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Les valeurs caractéristiques du premier paramètre de fonctionnement et du deuxième paramètre de fonctionnement peuvent être mesurées directement par les capteurs ou être calculées à partir de valeurs mesurées par les capteurs. Chaque intervalle de temps peut avoir une durée de 10 minutes par exemple. Dans l’exemple illustré sur la , le premier paramètre de fonctionnement est la vitesse du vent et le deuxième paramètre de fonctionnement est la puissance active générée par la génératrice 10. Toutefois, d’autres couples (premier paramètre de fonctionnement, deuxième paramètre de fonctionnement) peuvent être choisis tels que : - (angle de calage des pales par rapport au moyeu, une vitesse du vent), ou - (couple moteur transmis par le rotor à la génératrice, une puissance active générée par la génératrice), ou - (angle d’orientation du vent, un angle d’orientation de la nacelle par rapport au mat). Le couple moteur transmis par le rotor 4 à la génératrice 10 peut être calculé comme étant égal à la puissance active divisée par la vitesse de rotation du premier arbre 7. Sur le diagramme de la , chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur moyenne de la vitesse du vent (en mètres par seconde) et pour ordonnée une valeur moyenne de la puissance active générée par la génératrice (en kilowatts). En fonctionnement normal, la courbe de puissance présente une forme générale « en S ». La courbe « en S » est représentative de la puissance théorique délivrée par l’éolienne 1 en fonction de la vitesse du vent. Lorsque la vitesse du vent est inférieure à une vitesse minimale prédéterminée (par exemple une vitesse minimale d’environ 3 mètres par seconde), la puissance active produite par l’éolienne 1 est sensiblement nulle. Lorsque la vitesse du vent est comprise entre la vitesse minimale et une vitesse intermédiaire (par exemple une vitesse intermédiaire d’environ 12 mètres par seconde), la puissance active produite par l’éolienne croît avec la vitesse du vent. Lorsque la vitesse du vent est supérieure à la vitesse intermédiaire, la puissance active produite par l’éolienne 1 est sensiblement constante et égale à la puissance nominale de l’éolienne. Toutefois, le diagramme de la comprend également des points de fonctionnement qui sont situés sous la courbe « en S » et sont éloignés de cette courbe. Autrement dit, ces points représentent un fonctionnement de l’éolienne 1 dans lequel l’éolienne fournit une puissance active inférieure à la puissance théorique attendue pour une vitesse de vent donnée. Ces points de fonctionnement peuvent être représentatifs d’un état de fonctionnement dégradé de l’éolienne 1, qualifié d’état de fonctionnement « en sous-performance ». 1ier mode de réalisation La représente de manière schématique des étapes d’un procédé 100 de détermination d’un état de fonctionnement de l’éolienne 1, conforme à un premier mode de réalisation de l’invention. Le procédé 100 permet de déterminer, pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne enregistré dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA), si l’éolienne 1 se trouve dans un état de fonctionnement « normal » ou dans un état de fonctionnement « en sous-performance ». Dans l’exemple illustré sur la , le procédé 100 comprend une première phase 110 (ou « phase d’apprentissage ») et une deuxième phase 120 (ou « phase d’analyse »). La phase d’apprentissage 110 vise à élaborer un modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne qui sera utilisé par la suite lors de la phase d’analyse pour déterminer si l’éolienne 1 se trouve dans un état de fonctionnement « normal » ou dans un état de fonctionnement « en sous-performance ». Ce modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne peut être représenté sous la forme d’une courbe définissant une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction du premier paramètre de fonctionnement. Plus précisément, dans cet exemple, le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne est une courbe de puissance définissant une valeur de la puissance active générée par la génératrice 10 de l’éolienne 1 en fonction d’une valeur de la vitesse du vent. La phase d’apprentissage 110 comprend les étapes suivantes. Selon une première étape 111, des données d’apprentissage sont collectées. Les données d’apprentissage collectées sont par exemple des données qui ont été enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA) raccordé à l’éolienne 1. Les données d’apprentissage comprennent une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne 1. Chaque point de fonctionnement de l’éolienne 1 est défini par une série de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurées pendant un même intervalle de temps, au cours d’au moins une période de fonctionnement de l’éolienne, cette période de fonctionnement étant considérée comme une période de référence. La ou les périodes de fonctionnement de l’éolienne peuvent comprendre une période de fonctionnement au cours de laquelle l’éolienne est uniquement dans un état de fonctionnement normal. La période de fonctionnement de l’éolienne peut présenter une durée de plusieurs mois, de préférence allant de 3 à 6 mois. Les séries de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne sont mesurées avec un intervalle de temps constant entre deux mesures. La durée d’un intervalle de temps est de plusieurs minutes, par exemple de 10 minutes. Les paramètres de fonctionnement de l’éolienne 1 comprennent : - un premier paramètre de fonctionnement (à savoir dans cet exemple, la vitesse du vent), et - un deuxième paramètre de fonctionnement (à savoir dans cet exemple, la puissance active générée par la génératrice). Selon une deuxième étape 112, les données d’apprentissage qui ont été collectées, sont partitionnées en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le premier paramètre de fonctionnement est compris dans un intervalle prédéfini associé à la tranche. Selon une troisième étape 113, pour chaque tranche élémentaire, une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche est calculée à partir de l’ensemble des points de fonctionnement contenus dans la tranche. Selon une quatrième étape 114, le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne est obtenu comme une courbe théorique (à savoir dans cet exemple une courbe théorique de puissance) définissant une valeur du deuxième paramètre (à savoir dans cet exemple, la puissance active générée par la génératrice) en fonction d’une valeur du premier paramètre (à savoir, dans cet exemple la vitesse du vent). Cette courbe théorique peut être obtenue par régression polynômiale à partir des valeurs moyennes du deuxième paramètre de fonctionnement obtenus lors de la troisième étape 113. La courbe théorique est ainsi estimée par approximation au moyen d’une fonction polynômiale, par exemple une fonction polynômiale de degré supérieur à 3. Alternativement, à la place des étapes 112 à 114, il serait possible d’obtenir la courbe théorique de fonctionnement de l’éolienne en calculant une valeur moyenne ou une valeur médiane du deuxième paramètre de fonctionnement sur un intervalle glissant du premier paramètre. La représente de manière schématique les différents points de fonctionnement de l’éolienne formant les données d’apprentissage et une courbe théorique obtenue à partir de ces points de fonctionnement. La courbe théorique définit une valeur théorique de la puissance active générée par la génératrice 10 en fonction d’une valeur de la vitesse du vent. La courbe théorique représentée sur la a été obtenue en calculant une valeur moyenne de la puissance active générée par la génératrice 10 sur un intervalle glissant de la vitesse du vent. L’intervalle glissant peut par exemple présenter une largeur égale à 1 mètre par seconde. Cette phase d’apprentissage 110 permet d’obtenir un modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne qui peut ensuite être utilisé lors de la phase d’analyse 120. Alternativement, à la place de la phase d’apprentissage 110, le modèle théorique utilisé peut être un modèle théorique préétabli. La phase d’analyse 120 comprend les étapes suivantes. Selon une première étape 121, des données de surveillance sont collectées. Les données de surveillance collectées sont par exemple des données qui ont été enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA), au cours d’une période de fonctionnement de l’éolienne 1, cette période de fonctionnement étant considérée comme une période de temps à analyser. La période de fonctionnement de l’éolienne peut être une période ayant une durée de plusieurs mois, par exemple 1 an, sur laquelle on souhaite évaluer les performances de l’éolienne. Les données de surveillance comprennent une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne 1 enregistrés au cours de la période de temps à analyser. Chaque point de fonctionnement de l’éolienne 1 est défini par un intervalle de temps i donné et une série de valeurs caractéristiques de paramètres de fonctionnement de l’éolienne 1 mesurés pendant l’intervalle de temps i. La durée d’un intervalle de temps est par exemple de dix minutes. Autrement dit, les séries de valeurs caractéristiques de paramètres de fonctionnement de l’éolienne 1 sont enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition avec un intervalle de temps constant entre deux enregistrements. Dans cet exemple, l’intervalle de temps est de 10 minutes. Dans cet exemple, les paramètres de fonctionnement de l’éolienne 1 comprennent un premier paramètre de fonctionnement et un deuxième paramètre de fonctionnement. Le premier paramètre de fonctionnement est la vitesse du vent. Le deuxième paramètre de fonctionnement est la puissance active générée par la génératrice. Plus précisément, pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne, la série de valeurs caractéristiques de paramètres de fonctionnement comprennent : - une valeur minimale, une valeur maximale, une valeur moyenne et un écart-type du premier paramètre de fonctionnement (à savoir dans cet exemple, la vitesse du vent) mesuré sur l’intervalle de temps considéré, et - une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement (à savoir dans cet exemple, la puissance active générée par la génératrice) mesuré sur l’intervalle de temps considéré. La représente de manière schématique les données enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA) raccordé à l’éolienne 1. Chaque ligne de données comprend des données définissant un point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …). Chaque point de fonctionnement i de l’éolienne 1 est défini par un intervalle de temps donné (identifié par la date et l’heure de début), une valeur moyenne de la puissance active mesurée sur l’intervalle de temps (ActivePower_Avg-SQL-10minAvg), une valeur moyenne de la vitesse du vent mesurée sur l’intervalle de temps (Amb_WindSpeed_Avg-SQL-10minAvg), une valeur minimale de la vitesse du vent mesurée sur l’intervalle de temps (Amb_WindSpeed_Min-SQL-10minAvg), une valeur maximale de la vitesse du vent mesurée sur l’intervalle de temps (Amb_WindSpeed_Max-SQL-10minAvg) et une valeur d’écart-type de la vitesse du vent mesurée sur l’intervalle de temps (Amb_WindSpeed_Std-SQL-10minAvg). Dans cet exemple, chaque intervalle de temps a une durée de 10 minutes. La illustre schématiquement les données de surveillances 21 enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA), ces données de surveillance comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne 22 à analyser. Chaque point de fonctionnement de l’éolienne 22 à analyser est défini par un intervalle de temps donné et une série de valeurs caractéristiques de paramètres de fonctionnement de l’éolienne 23 mesurés pendant l’intervalle de temps. Selon une deuxième étape 122, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), une pluralité de valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement est générée, en fonction des valeurs caractéristiques du premier paramètre de fonctionnement enregistrées dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA). Plus précisément, les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement sont générées de telle sorte que les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement sont distribuées selon une fonction de distribution probabiliste prédéfinie. La fonction de distribution probabiliste peut être une fonction de distribution pseudo-Gaussienne, une fonction de distribution pseudo-Weibull ou une fonction de distribution uniforme. Par exemple, une fonction de distribution pseudo-Gaussienne peut être définie de la manière suivante : où est l’écart-type et est la moyenne du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps associé au point de fonctionnement considéré. Selon une troisième étape 123, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), une première série de signaux représentatifs de l’évolution d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps i considéré, est générée. Chaque signal de la première série de signaux est généré par tirage aléatoire de valeurs successives du premier paramètre de fonctionnement parmi les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement qui ont été déterminées à la deuxième étape 122. Toutefois, lors de ce tirage, les valeurs du premier paramètre de fonctionnement tirées aléatoirement qui ne sont pas comprises dans un intervalle prédéfini [V vent_min ; V vent_max ] sont éliminées. Pour chaque point de fonctionnement, l’intervalle [V vent_min ; V vent_max ] peut être égal à [Amb_WindSpeed_Min-SQL-10minAvg ; Amb_WindSpeed_Max-SQL-10minAvg]. Chaque signal de la première série de signaux peut comprendre un nombre n prédéfini de valeurs du premier paramètre de fonctionnement tirées aléatoirement, chaque valeur du premier paramètre de fonctionnement étant associé à un instant donné de l’intervalle de temps. Par exemple, pour un intervalle de temps d’une durée de 10 minutes, le nombre n de valeurs du premier paramètre de fonctionnement tirées aléatoirement peut être égal à 60, ce qui permet de générer un signal constitué d’une suite de valeurs présentant un intervalle de 10 secondes entre deux valeurs successives. Selon un autre exemple, pour un intervalle de temps d’une durée de 10 minutes, le nombre n de valeurs du premier paramètre de fonctionnement tirées aléatoirement peut être égal à 600, ce qui permet de générer un signal constitué d’une suite de valeurs présentant un intervalle de 1 seconde entre deux valeurs successives. Le nombre N de signaux générés peut être supérieur à 50. Par exemple, le nombre de signaux de la première série de signaux peut être égal à 100. Cette troisième étape 123 permet ainsi de recréer N scenario possibles d’évolution du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. La illustre schématiquement les N signaux 24 de la première série de signaux générés lors de l’étape 123. Selon une quatrième étape 124, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), la première série de signaux est convertie en une deuxième série de signaux représentatifs d’une évolution d’une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps considéré. Chaque signal de la deuxième série de signaux est obtenu en convertissant un signal de la première série de signaux au moyen du modèle théorique de fonctionnement de l'éolienne qui a été obtenu au préalable lors de la phase d’apprentissage 110 ou par un autre moyen. Le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne peut être une courbe théorique définissant une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement. Dans cet exemple, le modèle théorique de fonctionnement est une courbe définissant une valeur théorique de la puissance active générée par la génératrice en fonction d’une valeur de la vitesse du vent, telle que celle qui est illustrée sur la . Chaque signal de la deuxième série de signaux obtenu peut comprendre le même nombre n de valeurs que le signal de la première série de signaux, chaque valeur du deuxième paramètre de fonctionnement étant associé à un instant donné de l’intervalle de temps. Cette quatrième étape 124 permet de convertir les N scenario d’évolution du premier paramètre de fonctionnement déterminés à l’étape 123 en N scenario correspondant d’évolution du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps considéré. La illustre schématiquement le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne 25 ainsi que les N signaux 26 de la deuxième série de signaux générés lors de l’étape 124. Selon une cinquième étape 125, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), et pour chaque signal de la deuxième série de signaux, une valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps est calculée. Par exemple, pour chaque signal de la deuxième série de signaux, la valeur caractéristique estimée peut être une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement calculée à partir des n valeurs constituant le signal de la deuxième série de signaux. Cette cinquième étape 125 permet d’obtenir pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. La représente de manière schématique une valeur moyenne des valeurs caractéristiques des signaux de la première série de signaux, en fonction du nombre N de signaux de la première série générés (les signaux étant représentatifs de l’évolution de la vitesse du vent sur l’intervalle de temps). De même, la représente de manière schématique une valeur moyenne des valeurs caractéristiques des signaux de la deuxième série de signaux, en fonction du nombre N de signaux de la deuxième série générés (les signaux étant représentatifs de l’évolution de la puissance active générée par la génératrice sur l’intervalle de temps). Les figures 7 et 8 montrent que dans cet exemple, il est possible d’obtenir une valeur moyenne de la vitesse du vent et une valeur moyenne de la puissance active caractéristiques sur 10 minutes stabilisées à partir d’environ N = environ 100 tirages de signaux de vitesses de vent d’une durée de 10 minutes. Toutefois, afin de limiter le temps de calcul nécessaire pour mettre en œuvre les étapes 123 et 124, il est possible de choisir N Selon une sixième étape 126, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), la valeur caractéristique mesurée du deuxième paramètre de fonctionnement (c’est-à-dire la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement qui a été enregistrée dans le système de surveillance de contrôle et d’acquisition en temps réel et qui fait partie des données à analyser) est comparée avec une valeur seuil qui dépend de l’une ou de plusieurs des N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Par exemple, la valeur seuil considérée peut être calculée à partir de : - une valeur minimale parmi les N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et/ou - une moyenne des N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et/ou - une valeur maximale parmi les N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Par exemple, la valeur seuil peut-être définie comme la valeur minimale parmi les N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, à laquelle est retranchée une marge. Dans l’exemple illustré sur la , la courbe A représente une variation d’une première valeur seuil en fonction du temps, au cours de la période de fonctionnement de l’éolienne. La première valeur seuil est définie sur chaque intervalle de temps, comme la valeur minimale parmi les N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement, moins une marge, la marge étant égale à 2 fois l’écart-type calculé sur l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Autrement dit, la courbe A de la représente le pire scenario de fonctionnement de l’éolienne, auquel est retranchée la marge. La courbe B de la représente une variation d’une deuxième valeur seuil en fonction du temps, au cours de la période de fonctionnement de l’éolienne. La deuxième valeur seuil est définie sur chaque intervalle de temps, comme la valeur maximale parmi les N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement, plus une marge, la marge étant égale à 2 fois l’écart-type calculé sur l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Autrement dit, la courbe B représente le meilleur scenario de fonctionnement de l’éolienne, auquel est ajoutée la marge. La courbe C de la représente une variation d’une troisième valeur seuil en fonction du temps, au cours de la période de fonctionnement de l’éolienne. La troisième valeur seuil est définie comme la valeur moyenne des N valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Autrement dit, la courbe C représente le scenario de fonctionnement moyen de l’éolienne. La illustre schématiquement le pire scenario de fonctionnement de l’éolienne 27, le meilleur scenario de fonctionnement de l’éolienne 28, le scenario de fonctionnement moyen de l’éolienne 29 et la marge σ(P) appliquée. La courbe D de la représente une variation de la valeur caractéristique mesurée du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction du temps, au cours de la période de fonctionnement de l’éolienne. Autrement dit, la courbe D représente le scenario de fonctionnement réel de l’éolienne. La courbe D peut être comparée à la courbe A, la courbe B et/ou la courbe C. La illustre schématiquement les valeurs caractéristiques du deuxième paramètre de fonctionnement 30 issues des données de surveillance collectées lors de l’étape 121. Pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne, la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement 30 associée à un intervalle de temps donné est comparée à une ou plusieurs des valeurs seuil associée au même intervalle de temps. Selon une septième étape 127, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …), un état de l’éolienne est déterminé en fonction du résultat de la comparaison. Par exemple, pour chaque point de fonctionnement : - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps (courbe D sur la ) est supérieure ou égal à la première valeur seuil (courbe A sur la ) alors l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement est déterminée comme étant un état de fonctionnement normal, et - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps (courbe D sur la ) est inférieure à la première valeur seuil (courbe A sur la ), alors l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement est déterminée comme étant un état de fonctionnement en sous-performance. Selon une huitième étape 128, il est possible de calculer une valeur de perte d’énergie électrique sur la période de fonctionnement de l’éolienne (période à analyser), à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnement respectifs associés qui ont été déterminés à l’étape 127. La perte d’énergie électrique est calculée comme un écart entre une valeur de production d’énergie théorique attendue et une valeur de production d’énergie réelle sur la période de fonctionnement de l’éolienne pour les points de fonctionnement pour lesquelles l’éolienne est en sous-performance. La valeur de production d’énergie théorique attendue peut être obtenue en déterminant pour chaque point de fonctionnement en sous-performance, une valeur de puissance active théorique en fonction de la valeur moyenne de vitesse du vent enregistrées dans le SCADA pour le point de fonctionnement, grâce à un modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne. Les valeurs de puissance actives théoriques sont multipliées par la durée d’un intervalle de temps, puis sommées pour en déduire la valeur de production d’énergie théorique attendue. Il est également possible de calculer une durée de fonctionnement de l’éolienne dans chacun des états de fonctionnement de l’éolienne, à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnement respectifs associés. 2ième mode de réalisation La représente de manière schématique des étapes d’un procédé de détermination de l’état de fonctionnement d’une éolienne conforme à un deuxième mode de réalisation de l’invention. Dans le deuxième mode de réalisation, le procédé peut une première phase 110 (ou « phase d’apprentissage ») et une deuxième phase 120 (ou « phase d’analyse »), comme dans le premier mode de réalisation illustré sur la . Toutefois, dans le cas du deuxième mode de réalisation, l’étape 122 de génération d’une pluralité de valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement et l’étape 123 de génération d’une première série de signaux sont remplacées par les étapes 131 à 135 illustrées sur la . Selon une première étape 131, une première courbe représentative de la valeur moyenne du premier paramètre (à savoir, la vitesse du vent) est générée sur la période de temps à analyser. Cette première courbe peut être obtenue par interpolation des valeurs moyennes du premier paramètre qui ont été enregistrées dans le SCADA au cours de la période de temps à analyser. Cette étape permet de reconstituer à partir des valeurs moyennes du premier paramètres, enregistrées avec un premier intervalle de temps (dans cet exemple 10 minutes entre deux points de fonctionnement consécutifs) entre deux enregistrements consécutifs, une première composante basse fréquence représentative d’une variation de la valeur moyenne du premier paramètre avec un deuxième intervalle de temps (par exemple 30 secondes), inférieur au premier intervalle de temps. La représente de manière schématique une variation de la valeur moyenne du premier paramètre en fonction du temps, obtenue par interpolation des valeurs du premier paramètre enregistrées dans le SCADA pour les différents points de fonctionnement. Dans cet exemple, le premier paramètre est la vitesse du vent. Cette première courbe fournit, pour chaque intervalle de temps de 10 minutes, une variation estimée de la valeur moyenne du premier paramètre. La méthode d’interpolation utilisée pour cette étape peut être une méthode d’interpolation par un processus gaussien, par exemple un processus gaussien ayant une fonction de covariance de Matérn 5/2. Ce processus permet de générer de manière aléatoire plusieurs courbes passant par l’ensemble des points à interpoler, puis de calculer la première courbe comme une moyenne des courbes générées aléatoirement. Selon une deuxième étape 132, une fonction de covariance du premier paramètre est calculée. Cette fonction de covariance peut être calculée à partir de données réelles, par exemple des données météorologiques permettant de retracer une variation de la vitesse du vent mesurée sur une durée prédéfinie (par exemple 1 ou plusieurs heures), à une fréquence plus élevée que la fréquence des données enregistrées dans le SCADA. Dans cet exemple, des valeurs de vitesse du vent ont été enregistrées avec un intervalle de temps de 30 secondes entre deux mesures. La fonction de covariance peut être une fonction de covariance de Matérn 5/2, définie par un paramètre d’échelle et un paramètre d’amplitude. Cette fonction de covariance représente la manière dont la valeur de la vitesse du vent à un instant donné est corrélée aux vitesses du vents enregistrées précédemment. Selon une troisième étape 133, une série de deuxièmes composantes haute fréquence normalisées représentatives d’une variation relative de la valeur du premier paramètre de fonctionnement en fonction du temps est générée. Chaque deuxième composante est générée par un processus aléatoire ayant la fonction de covariance déterminée à l’étape 132. Chaque deuxième composante comprend des valeurs successives du premier paramètre de fonctionnement avec un intervalle de temps de 30 secondes entre deux valeurs successives. Le nombre N de deuxièmes composantes générées peut être supérieur à 50. Par exemple, le nombre de N peut être égal à 100. La représente de manière schématique une deuxième composante normalisée, c’est-à-dire une variation relative normalisée de la valeur du premier paramètre en fonction du temps, obtenue par le processus aléatoire. Dans cet exemple, le premier paramètre est la vitesse du vent. S’agissant d’une variation relative, la moyenne de cette variation relative est nulle. Selon une quatrième étape 134, une série de deuxièmes composantes haute fréquence dénormalisées est générée à partir la série de deuxièmes composantes haute fréquence normalisées, de sorte que pour chaque intervalle de temps de 10 minutes, la valeur de l’écart-type du signal dénormalisé soit égal à l’écart-type enregistré dans le SCADA pour le point de fonctionnement correspondant. La représente de manière schématique un signal dénormalisé obtenu à partir du signal normalisé de la . Cette quatrième étape permet de générer N deuxièmes composantes dénormalisées de variation relative du premier paramètre. Chaque deuxième composante dénormalisée présente pour chaque intervalle de temps de 10 minutes, un écart-type égal à l’écart-type enregistré dans le SCADA pour le point de fonctionnement correspondant. Selon une cinquième étape 135, une première série de signaux est générée, chaque signal de la première série étant obtenu par sommation de la première composante moyenne basse fréquence déterminée à l’étape 131 et d’une deuxième composante haute fréquence dénormalisée respective obtenue à l’étape 134. La représente de manière schématique un signal obtenu par sommation de la première composante illustrée sur la et de la deuxième composante illustrée sur la . Cette cinquième étape 135 permet ainsi de recréer N scenario possibles d’évolution du premier paramètre de fonctionnement sur chaque intervalle de temps. Chaque signal obtenu à l’issue de la cinquième étape 135 présente pour chaque intervalle de temps de 10 minutes, une moyenne et un écart-type égaux à la moyenne et à l’écart-type enregistrés dans le SCADA pour le point de fonctionnement correspondant. Dans le cas du deuxième mode de réalisation, la série de deuxièmes composantes hautes fréquence est générée en tenant compte d’une fonction de covariance calculées à partir de données réelles. Ainsi, les scenarios possibles sont générés en tenant compte du fait que dans la réalité, les variations du premier paramètre de fonctionnement sur chaque intervalle de temps ne sont pas totalement aléatoires. Cela permet d’obtenir une première série de signaux dont les variations sont plus proches de variations réelles du premier paramètre de fonctionnement. Procédé de détermination d’états de fonctionnement d’une éolienne (1), à partir d’un ensemble de données (21) enregistrées dans un système de contrôle et d’acquisition de données de l’éolienne, l’ensemble de données (21) comprenant une pluralité de points de fonctionnement (22) de l’éolienne, chaque point de fonctionnement (22) de l’éolienne étant défini par un intervalle de temps, une ou plusieurs valeur(s) caractéristique(s) d’un premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps et une ou plusieurs valeur(s) caractéristique(s) d’un deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps, dans lequel, pour chaque point de fonctionnement, le procédé comprend des étapes de : - générer une première série de signaux (24), chaque signal de la première série de signaux étant représentatif d’une évolution possible d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps, chaque signal de la première série de signaux présentant une ou des valeur(s) caractéristique(s) égale(s) à la ou aux valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps, - convertir la première série de signaux (24) en une deuxième série de signaux (26) représentatifs d’une évolution d’une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps, chaque signal de la deuxième série de signaux étant obtenu en convertissant un signal de la première série de signaux (24) au moyen d’un modèle théorique de fonctionnement de l'éolienne (25) permettant d’estimer une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement, - pour chaque signal de la deuxième série de signaux (26), calculer une valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre sur l’intervalle de temps, - comparer la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps avec la valeur caractéristique estimée du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et - en déduire un état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement. Procédé selon la revendication 1, comprenant, pour chaque point de fonctionnement, une étape de : - générer une pluralité de valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement, distribuées selon une fonction de distribution probabiliste prédéfinie, en fonction de la ou des valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement de l’éolienne, et dans lequel la première série de signaux est générée par tirage aléatoire de valeurs successives du premier paramètre de fonctionnement parmi les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la fonction de distribution probabiliste prédéfinie est choisie parmi une fonction de distribution pseudo-Gaussienne, une fonction de distribution pseudo-Weibull ou une fonction de distribution uniforme. Procédé selon l’une des revendications 2 et 3, dans lequel l’étape de générer une première série de signaux représentatifs de l’évolution d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement en fonction du temps, sur l’intervalle de temps, comprend une sous étape de : - éliminer des valeurs du premier paramètre de fonctionnement tirées aléatoirement qui ne sont pas comprises dans un intervalle prédéfini. Procédé selon la revendication 1, comprenant, pour chaque point de fonctionnement, des étapes de : - générer une première composante basse fréquence représentative d’une variation du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et - générer une pluralité de deuxièmes composantes haute fréquence représentatives de variations relatives possibles du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, dans lequel chaque signal de la première série de signaux est généré en sommant la première composante basse fréquence et une deuxième composante haute fréquence de la pluralité de deuxièmes composantes haute fréquence. Procédé selon la revendication 5, dans lequel la première composante basse fréquence est obtenue par interpolation de valeurs caractéristiques du premier paramètre de fonctionnement mesuré sur plusieurs intervalles de temps consécutifs, incluant l’intervalle de temps considéré. Procédé selon l’une des revendications 5 et 6, dans lequel pour chaque point de fonctionnement, la ou les valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement comprennent une valeur moyenne du premier paramètre de fonctionnement mesurée sur l’intervalle de temps, et dans lequel la première composante basse fréquence est générée par interpolation des différentes valeurs moyennes du premier paramètre de fonctionnement. Procédé selon l’une des revendications 5 à 7, dans lequel chaque deuxième composante haute fréquence est générée par un processus aléatoire ayant une fonction de covariance, la fonction de covariance ayant été calculée au préalable sur des données d’apprentissage comprenant des valeurs réelles du premier paramètre de fonctionnement ayant été mesurées avec un pas de temps entre deux instants de mesures inférieur à la durée de l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendications 5 à 8, dans lequel pour chaque point de fonctionnement, la ou les valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement comprennent une valeur d’écart-type du premier paramètre de fonctionnement mesurée sur l’intervalle de temps, et dans lequel chaque signal de la première série de signaux est généré en sommant la première composante basse fréquence et la deuxième composante haute fréquence et en dénormalisant le signal résultant obtenu de sorte que le signal dénormalisé présente un écart-type égal à la valeur d’écart-type du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendications 1 à 9, dans lequel la ou les valeur(s) caractéristique(s) du premier paramètre de fonctionnement comprennent une valeur minimale, une valeur maximale, une valeur moyenne et/ou un écart-type du premier paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, dans lequel la ou les valeur(s) caractéristique(s) du deuxième paramètre de fonctionnement comprennent une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendications 1 à 11, dans lequel l’éolienne (1) comprend un mat (2), une nacelle (3), un rotor (4), une génératrice de courant électrique (12), le rotor (4) comprenant un moyeu (5) et des pales (6) montées sur le moyeu (5), les pales (6) étant propre à entrainer le rotor (4) en rotation par rapport à la nacelle (3) sous l’effet du vent, et la génératrice de courant électrique (12) étant propre à être entrainée en rotation par le rotor (4), et dans lequel le premier paramètre de fonctionnement et le deuxième paramètre de fonctionnement sont choisis parmi : - respectivement une vitesse du vent et une puissance active générée par la génératrice (12), ou - respectivement un angle de calage des pales (6) par rapport au moyeu (5) et une vitesse du vent, ou - respectivement un couple moteur transmis par le rotor (4) à la génératrice (12) et une puissance active générée par la génératrice (12), ou - respectivement un angle d’orientation du vent et un angle d’orientation de la nacelle (3) par rapport au mat (2). Procédé selon l’une des revendications 1 à 12, dans lequel la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement est déterminée comme : - une valeur minimale parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et/ou - une moyenne des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et/ou - une valeur maximale parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendications 1 à 13, dans lequel lors de l’étape de déduire un état de fonctionnement de l’éolienne (1) associé au point de fonctionnement, l’état de fonctionnement de l’éolienne est sélectionné parmi un premier état de fonctionnement et un deuxième état de fonctionnement, l’un du premier état de fonctionnement étant un état de fonctionnement normal et l’autre du premier état de fonctionnement et du deuxième état de fonctionnement étant un état de fonctionnement en sous-performance. Procédé selon la revendication 14, dans lequel pour chaque point de fonctionnement : - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps est supérieure ou égal à un seuil qui dépend de la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, alors l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement est le premier état de fonctionnement, et - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps est inférieure au seuil, alors l’état de fonctionnement de l’éolienne associé au point de fonctionnement est le deuxième état de fonctionnement. Procédé selon la revendication 15, dans lequel le seuil est égal à la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement plus ou moins une marge. Procédé selon la revendication 16, dans lequel la marge est définie comme un nombre prédéfini multiplié par un écart-type calculé sur l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendication 1 à 17, dans lequel le modèle permettant d’estimer une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement a été obtenu à partir de données d’apprentissage comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne, les données d’apprentissage ayant été préalablement acquises et enregistrées sur une période de fonctionnement de l’éolienne au cours de laquelle l’éolienne est uniquement dans un état de fonctionnement normal. Procédé selon la revendication 18, dans lequel la période de fonctionnement de l’éolienne présente une durée de plusieurs mois, de préférence allant de 3 à 6 mois. Procédé selon l’une des revendications 18 et 19, dans lequel le modèle permettant d’estimer une valeur du deuxième paramètre de fonctionnement en fonction d’une valeur du premier paramètre de fonctionnement a été obtenu par des étapes de : - partitionner les données d’apprentissage en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le premier paramètre de fonctionnement est compris dans un intervalle prédéfini associé à la tranche, et - calculer, à partir de l’ensemble des points de fonctionnement contenus dans la tranche, une valeur moyenne du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche. Procédé selon l’une des revendications 1 à 20, comprenant une étape de : - à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnement respectifs associés, calculer une valeur de perte d’énergie électrique comme un écart entre une valeur de production d’énergie théorique attendue et une valeur de production d’énergie réelle. Procédé selon l’une des revendications 1 à 21, comprenant une étape de : - à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnement respectifs associés, calculer une durée de fonctionnement de l’éolienne dans chacun des états de fonctionnement de l’éolienne. Produit programme d’ordinateur, comprenant des instructions qui, lorsque le programme est exécuté par un ordinateur, conduisent celui-ci à mettre en œuvre les étapes du procédé selon l’une des revendications 1 à 22.