FR 3117175 A1 20220610 FR 2012623 A 20201203 L’invention concerne un procédé de détermination d’un état de fonctionnement d’une éolienne, dans lequel un modèle de classification est élaboré à partir de données d’apprentissage, les données d’apprentissage comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne, chaque point de fonctionnement de l’éolienne étant défini par une série de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés pendant un même intervalle de temps au cours d’au moins une période de fonctionnement de l’éolienne, et dans lequel les données d’apprentissage sont filtrées en fonction d’un couple moteur et d’une vitesse de rotation de l’éolienne déterminés pour chaque point de fonctionnement, de manière à éliminer des points de fonctionnement aberrants. Figure pour l’abrégé : Figure 5 PROCEDE DE DETERMINATION DE L’ETAT DE FONCTIONNEMENT D’UNE EOLIENNE DOMAINE DE L'INVENTION L’invention concerne un procédé de détermination de l’état 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 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 des pales (ou « pitch angle ») et l’orientation de la nacelle par rapport à la direction du vent (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’un état de fonctionnement d’une éolienne, l’éolienne comprenant un rotor et une génératrice de courant électrique, le rotor comprenant un moyeu et des pâles montées sur le moyeu, les pâles étant propre à entrainer le rotor en rotation sous l’effet du vent, et la génératrice de courant électrique étant propre à être entrainée en rotation par le rotor. Le procédé comprend d’une part une phase d’apprentissage comprenant des étapes de : collecter des données d’apprentissage, les données d’apprentissage comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne (1), chaque point de fonctionnement de l’éolienne étant défini par une série de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés pendant un même intervalle de temps au cours d’au moins une période de fonctionnement de l’éolienne, pour chaque point de fonctionnement, déterminer un couple moteur transmis par le rotor à la génératrice et une vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice, à partir de valeurs de paramètres de fonctionnement du point de fonctionnement, filtrer les données d’apprentissage en fonction du couple moteur et de la vitesse de rotation déterminés pour chaque point de fonctionnement, de manière à éliminer des points de fonctionnement aberrants, et élaborer un modèle de classification à partir des données d’apprentissage filtrées. Le procédé comprend ensuite une phase d’analyse comprenant une étape de : pour un point de fonctionnement de l’éolienne à analyser, déterminer un état de fonctionnement de l’éolienne au moyen du modèle de classification déterminé au cours de la phase d’apprentissage. Dans le procédé proposé, les données d’apprentissage sont filtrées, non pas en fonction d’une courbe de puissance théorique attendue (courbe vitesse du vent – puissance active), mais en fonction du couple moteur transmis par le rotor à la génératrice et une vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice. Ce filtrage est plus précis et permet d’obtenir des données d’apprentissage plus fiables, et par conséquent un modèle de classification plus fiable. Cela a pour conséquence qu’au cours de la phase d’analyse, le procédé permet une détection fiable de l’état de fonctionnement de l’éolienne, même pour des points de fonctionnement situés dans la première partie (partie croissante) de la courbe de performance). De plus, pour collecter les données d’apprentissage, il est possible de choisir une ou plusieurs période(s) de fonctionnement de l’éolienne au cours de laquelle (desquelles) l’éolienne fonctionne uniquement dans un état de fonctionnement normal. Dans ce cas, la période au cours de laquelle les données d’apprentissage sont collectées peut être relativement courte, par exemple comprise entre 2 et 6 mois. Dans ce cas, le procédé proposé permet d’obtenir une détection fiable de l’état de performance de l’éolienne, tout en limitant la quantité de données d’apprentissage nécessaires. Le procédé proposé peut en outre présenter les caractéristiques suivantes :- le modèle de classification associe sélectivement, au point de fonctionnement de l’éolienne à analyser, un état de fonctionnement normal ou un état de fonctionnement de sous-performance ; - pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne, la valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne est une valeur moyenne du paramètre mesurée sur l’intervalle de temps ; - la ou les période(s) de fonctionnement de l’éolienne au cours de laquelle (desquelles) les valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne ont été mesurées est(sont) une(des) période(s) de fonctionnement au cours de laquelle (desquelles) l’éolienne est uniquement dans un état de fonctionnement normal ; - l’étape de filtrer les données d’apprentissage comprend des sous-étapes de : éliminer les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice n’est pas comprise dans un intervalle de vitesses de rotation prédéfini, et/ou éliminer les points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur transmis par le rotor à la génératrice n’est pas compris dans un intervalle de couple moteur prédéfini ; - l’étape de filtrer les données d’apprentissage comprend également une sous-étape de : éliminer les points de fonctionnement pour lesquels un autre paramètre de fonctionnement n’est pas compris dans un intervalle prédéfini ; - l’autre paramètre de fonctionnement est choisi parmi : une vitesse du vent, une vitesse de rotation de la génératrice, et dans le cas où l’éolienne comprend un mécanisme de réglage angulaire de pales pour ajuster un angle des pales par rapport au moyeu, l’angle des pales ; - l’étape de filtrer les données d’apprentissage comprend des sous-étapes de : partitionner les données d’apprentissage en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur est compris dans un intervalle prédéfini de couples moteur associé à la tranche, et dans chaque tranche, éliminer une fraction prédéfinie des points de fonctionnement ayant les valeurs de vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice les plus élevées et/ou les valeurs de vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice les plus faibles ; - l’étape d’élaborer le modèle de classification comprend une sous-étape de : élaborer un modèle de régression au moyen d’un algorithme d’apprentissage statistique non-linéaire, telle qu’un algorithme de forêts d'arbres décisionnels, le modèle de régression étant adapté pour estimer, pour un point de fonctionnement de l’éolienne donné, une valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne en fonction de valeurs d’autres paramètres de fonctionnement de l’éolienne définissant le point de fonctionnement ; - le modèle de régression est adapté pour estimer une valeur de vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice ; - le modèle de régression est adapté pour estimer une valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne en fonction de valeurs de la vitesse du vent, de la puissance active générée par la génératrice et du couple transmis par le rotor de l’éolienne ; - l’étape de déterminer un état de fonctionnement de l’éolienne au moyen du modèle de classification comprend une sous-étape de : pour le point de fonctionnement à analyser, calculer une différence entre une vitesse de rotation estimée au moyen d’un modèle de régression, et une vitesse de rotation mesurée, et associer au point de fonctionnement à analyser un état de fonctionnement de l’éolienne en fonction de la différence calculée ; - la différence calculée est comparée à un seuil et : si la différence est inférieure au seuil, alors le point de fonctionnement à analyser est classé comme correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne, et si la différence est supérieure ou égale au seuil, alors le point de fonctionnement à analyser est classé comme correspondant à un état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne ; - le seuil dépend de la valeur du couple moteur du point de fonctionnement à analyser ; - l’étape de déterminer un état de fonctionnement de l’éolienne au moyen du modèle de classification est réalisée pour chaque point de fonctionnement d’un ensemble de points de fonctionnement à analyser, et le procédé comprend une étape de : calculer des pertes de puissance de l’éolienne en fonction des états de fonctionnement déterminés pour les points de fonctionnement de l’ensemble de points de fonctionnement à analyser ; - le procédé comprend une étape de : commander l’éolienne en fonction de l’état de fonctionnement de l’éolienne déterminé au moyen du modèle de classification ; - l’éolienne comprend une nacelle sur laquelle le rotor est monté à rotation, et l’étape de commander l’éolienne comprend un ajustement d’un angle des pales par rapport au moyeu et/ou un ajustement d’une orientation de la nacelle de l’éolienne par rapport à une direction du vent. L’invention concerne également 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 défini précédemment. presentation DEs dessins D’autres caractéristiques et avantages ressortiront encore de la description qui suit, laquelle est purement illustrative et non limitative te 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 mode de réalisation de l’invention, - la illustre de manière schématique plusieurs sous-étapes de filtrage des données d’apprentissage, - la représente de manière schématique un diagramme couple - vitesse du rotor montrant deux groupes de données classées respectivement selon un état de fonctionnement normal et selon un état de fonctionnement en sous-performance, - la représente de manière schématique un diagramme vitesse du vent – puissance active montrant les deux groupes de données. 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 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 « angle de 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. 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 (ou « angle de yaw »). 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 « pitch angle »). 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 la période de temps. La est un diagramme représentant de manière schématique une courbe de puissance de l’éolienne 1. La courbe de puissance comprend une pluralité de points de fonctionnement. Chaque point de fonctionnement est défini par une série de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés pendant un même intervalle de temps. Par exemple, pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne, la valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne est une valeur moyenne du paramètre 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, - direction du vent, - angle d’orientation de la nacelle (« angle de yaw »), - vitesse de rotation du premier arbre, - vitesse de rotation du deuxième arbre, - pas des pales, - température du palier principal, - température du multiplicateur, - nombre de particules par unité de volume contenues dans le fluide de lubrification. Ces paramètres de fonctionnement sont enregistrés 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 des paramètres de fonctionnement enregistrées dans le système de contrôle et d'acquisition de données comprennent des valeurs moyennes du paramètre sur un intervalle de temps donné (par exemple 10 minutes), ces valeurs moyennes ayant été calculées à partir des valeurs mesurées par les capteurs. D’autres paramètres de fonctionnement peuvent être calculés à partir de paramètres de fonctionnement mesurés. Ces paramètres de fonctionnement peuvent comprendre : - couple moteur transmis par le premier arbre, - couple moteur transmis par le deuxième arbre, - puissance active générée par l’éolienne (i.e. en sortie du convertisseur de puissance). Le couple moteur transmis par le premier arbre peut être calculé comme étant égal à la puissance active divisée par la vitesse de rotation du premier arbre. Le couple moteur transmis par le deuxième arbre peut être calculé comme étant égal à la puissance active divisée par la vitesse de rotation du deuxième arbre. Sur le diagramme de la , chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur de vitesse du vent (en mètres par seconde) et pour ordonnée une valeur de puissance active générée par la génératrice (en kilowatts). Comme cela est visible sur la , 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 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 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 dans lequel l’éolienne fournit une puissance active inférieure à la puissance théorique pour une vitesse de vent donnée. Ces points de fonctionnement sont représentatifs d’un état de fonctionnement de l’éolienne en sous-performance. La représente de manière schématique des étapes d’un procédé 100 de détermination d’un état de fonctionnement de l’éolienne. Ce procédé permet de déterminer si l’éolienne se trouve dans un état de fonctionnement « normal » ou dans un état de fonctionnement « en sous-performance ». 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 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). Les données d’apprentissage comprennent une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne, chaque point de fonctionnement de l’éolienne étant 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. Les séries de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne sont mesurées avec un intervalle de temps constant entre deux mesures, par exemple un intervalle de 10 minutes. Selon une deuxième étape 112, pour chaque point de fonctionnement, un couple moteur transmis par le premier arbre ou par le deuxième arbre et une vitesse de rotation du premier arbre ou du deuxième arbre sont déterminés. Le couple moteur et la vitesse de rotation sont déterminés à partir de valeurs de paramètres de fonctionnement qui ont été mesurées pour le point de fonctionnement. La figure 4A est un diagramme représentant de manière schématique les données d’apprentissage qui ont été collectées. Sur le diagramme de la figure 4A, chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur de couple moteur (en kilonewtons par mètre) et pour ordonnée une valeur de vitesse de rotation (en nombre de tours par minute). Selon une troisième étape 113, les données d’apprentissage sont filtrées en fonction du couple moteur et de la vitesse de rotation déterminés pour chaque point de fonctionnement, de manière à éliminer des points de fonctionnement aberrants. Cette troisième étape 113 comprend des sous-étapes de filtrage qui sont illustrées par les diagrammes des figures 4A à 4H. Selon une première sous-étape de filtrage, seuls les points de fonctionnement dont les valeurs de paramètre de fonctionnement ont été mesurées au cours d’une période de fonctionnement pendant laquelle la probabilité que l’éolienne fonctionne normalement est maximale, par exemple une période de mise en service de l’éolienne, sont conservés. La durée de la période de fonctionnement choisie peut être de plusieurs mois, par exemple entre 2 et 6 mois. Comme illustré sur la figure 4B, seuls les points de fonctionnement qui ont été obtenus dans la période de fonctionnement choisie sont conservés. Selon une deuxième sous-étape, les points de fonctionnement pour lesquels une vitesse du vent n’est pas comprise dans un intervalle de vitesse du vent [V cut -in ; V cut -out ] prédéfini sont éliminés. Autrement dit, les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse du vent est inférieure à un premier seuil (V cut -in ) et les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse du vent est supérieure à un deuxième seuil (V cut -out ) sont éliminés. En effet, en dessous du premier seuil (par exemple V cut -in = 3 mètres par seconde), la vitesse du vent n’est pas suffisante pour que l’éolienne fonctionne. Au-dessus du deuxième seuil (par exemple V cut -out = 25 mètres par seconde), la vitesse du vent est trop importante et l’éolienne doit être immobilisée pour ne pas endommager ses composants. Comme illustré sur la figure 4C, seuls les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse du vent est comprise dans l’intervalle de vitesse du vent prédéfini sont conservés. Selon une troisième sous-étape, les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du rotor 4 de l’éolienne 1 n’est pas comprise dans un intervalle de vitesses de rotation prédéfini, sont éliminés. Les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du premier arbre de transmission 7 est inférieure à un premier seuil (par exemple inférieure à 0) et les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse la vitesse de rotation du premier arbre de transmission 7 est supérieure à un deuxième seuil (par exemple supérieure à 20 tours par minute) sont éliminés. En effet, des valeurs de vitesses de rotation qui ne sont pas comprises dans cet intervalle de vitesses de rotation résultent manifestement de dysfonctionnement dans les mesures obtenues via les capteurs. Comme illustré sur la figure 4D, seuls les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du rotor 4 de l’éolienne 1 est comprise dans l’intervalle de vitesse de rotation prédéfini sont conservés. De même, selon une quatrième sous-étape, les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du rotor 12 de la génératrice 10 n’est pas comprise dans un intervalle de vitesses de rotation prédéfini, sont éliminés. Les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du deuxième arbre de transmission 9 est inférieure à un premier seuil (par exemple inférieure à 0) et les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse la vitesse de rotation du deuxième arbre de transmission 9 est supérieure à un deuxième seuil (par exemple supérieure à 1500 tours par minute) sont éliminés. Comme illustré sur la figure 4E, seuls les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du rotor 12 de la génératrice 10 est comprise dans l’intervalle de vitesse de rotation prédéfini sont conservés. Selon une cinquième sous-étape, les points de fonctionnement pour lesquels l’angle des pales 6 (ou « pitch angle ») n’est pas compris dans un intervalle d’angles de pales prédéfini, sont éliminés. Les points de fonctionnement pour lesquels l’angle des pales 6 est inférieure à un premier seuil (par exemple inférieur à -5 degrés) et les points de fonctionnement pour lesquels l’angle des pales 6 est supérieur à un deuxième seuil (par exemple supérieur à 25 degrés) sont éliminés. Comme illustré sur la figure 4F, seuls les points de fonctionnement pour lesquels l’angle des pales 6 est compris dans l’intervalle d’angles de pales prédéfini sont conservés. Selon une sixième sous-étape, les points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur transmis par le rotor 4 à la génératrice 10 n’est pas compris dans un intervalle de couple moteur prédéfini sont éliminés. Le couple moteur transmis peut être le couple moteur transmis par le premier arbre de transmission 7 ou le couple moteur transmis par le deuxième arbre de transmission 9. Dans le cas illustré sur la figure 4G, il s’agit du couple moteur du rotor 4 de l’éolienne 1, c’est-à-dire le couple moteur transmis par le premier arbre de transmission 7. Les points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur transmis par le premier arbre de transmission 7 est inférieur à un premier seuil (par exemple inférieur à – 25 knewtons·mètres) et les points de fonctionnement pour lesquels pour lesquels le couple moteur transmis par le premier arbre de transmission 7 est supérieur à un deuxième seuil (par exemple supérieur à + 25 knewtons·mètres) sont éliminés. Comme illustré sur la figure 4G, seuls les points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur est compris dans l’intervalle de couple moteur prédéfini sont conservés. Selon une septième sous-étape, les données d’apprentissage sont partitionnées en plusieurs tranches (ou « intervalles »), par exemple des tranches consécutives de 10 kilonewton·mètre de largeur, c’est-à-dire [0 ; 10 kN·m[, [10kN·m ; 20 kN·m[, [20kN·m ; 30 kN·m[ … [1390 kN·m ; 1400 kN·m]. Chaque tranche contient l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur est compris dans un intervalle prédéfini de couples moteur associé à la tranche. Dans chaque tranche, une fraction prédéfinie des points de fonctionnement est éliminée. Une première fraction prédéfinie des points ayant les valeurs de vitesse de rotation du rotor 4 de l’éolienne 1 les plus élevées est éliminée. Par exemple, cette première fraction peut être égale à 2% des points de fonctionnement contenus dans la tranche. Une deuxième fraction prédéfinie des points ayant les valeurs de vitesse de rotation du rotor 4 de l’éolienne 1 les plus faibles est également éliminée. Par exemple, cette deuxième fraction peut être égale à 2% des points de fonctionnement contenus dans la tranche. La figure 4H illustre les points de fonctionnement qui ont été conservés à l’issue de la septième sous-étape. Selon une quatrième étape 114, un modèle de classification est élaboré à partir des données d’apprentissage filtrées. Le modèle de classification obtenu permet, au cours d’une phase ultérieure d’analyse, de classer un point de fonctionnement de l’éolienne sélectivement dans des classes distinctes : une première classe correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne et une deuxième classe correspondant à un état de fonctionnement de sous-performance. Selon un mode de réalisation possible de cette étape, l’élaboration du modèle de classification comprend l’élaboration préalable d’un modèle de régression au moyen d’un algorithme d’apprentissage statistique non-linéaire, tel qu’un algorithme de forêts d’arbres décisionnels par exemple. Le modèle de régression élaboré est capable d’estimer, pour un point de fonctionnement de l’éolienne donné, une valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne Y en fonction de valeurs d’autres paramètres de fonctionnement de l’éolienne X 1 , X 2 , X 3 … X n du point de fonctionnement. Par exemple, le modèle de régression élaboré est capable d’estimer, pour le point de fonctionnement de l’éolienne, une valeur de la vitesse de rotation du rotor (ou de la génératrice), en fonction de valeurs d’autres paramètres du point de fonctionnement, tels que la vitesse du vent, la puissance active générée par la génératrice 10 et le couple transmis par le rotor 4 de l’éolienne 1. Pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne faisant partie des données d’apprentissage, une valeur de la vitesse de rotation du rotor est estimée par le modèle de régression. Puis, pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne faisant partie des données d’apprentissage, une différence entre la valeur de la vitesse de rotation du rotor estimée et la valeur de la vitesse de rotation du rotor mesurée est déterminée. Un écart-type σ peut être calculé comme une moyenne quadratique des différences déterminées pour l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne faisant partie des données d’apprentissage. L’écart-type σ calculé sera ensuite utilisé comme un seuil permettant de classer un point de fonctionnement de l’éolienne sélectivement comme correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne ou comme correspondant à un état de fonctionnement en sous-performance. Alternativement, il est possible de partitionner les données d’apprentissage en plusieurs tranches (ou « intervalles ») par exemple des tranches consécutives de 50 kilonewton·mètre de largeur, c’est-à-dire [0 ; 50 kN·m[, [50kN·m ; 100 kN·m[, [100kN·m ; 150 kN·m[ … [1350 kN·m ; 1400 kN·m]. Chaque tranche contient l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur est compris dans l’intervalle prédéfini de couples moteur associé à la tranche. Dans chaque tranche i, un écart-type σ i est calculé comme une moyenne quadratique des différences déterminées pour l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne contenus dans la tranche. L’écart-type σ i calculé pour une tranche sera ensuite utilisé comme un seuil permettant de classer un point de fonctionnement de l’éolienne contenu dans la tranche comme correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne ou comme correspondant à un état de fonctionnement en sous-performance. 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). Les données de surveillance comprennent une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne à analyser. Chaque point de fonctionnement de l’éolienne à analyser est défini par une série de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés pendant un même intervalle de temps au cours d’une période de fonctionnement de l’éolienne, cette période de fonctionnement étant considérée comme une période 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 séries de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne sont enregistrées avec un intervalle de temps constant entre deux mesures, par exemple un intervalle de 10 minutes. Selon une deuxième étape 122, les données de surveillances sont classées à l’aide du modèle de classification qui a été obtenu grâce à la phase d’apprentissage. Plus précisément, le modèle de classification permet d’associer à chaque point de fonctionnement de l’éolienne à analyser soit un état de fonctionnement normal, soit un état de fonctionnement de sous-performance. A cet effet, pour chaque point de fonctionnement à analyser faisant partie des données de surveillance, une valeur de la vitesse de rotation du rotor de l’éolienne est estimée par le modèle de régression, à partir des valeurs de paramètres de fonctionnement du point de fonctionnement. Puis, pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne faisant partie des données de surveillance, une différence entre la valeur de la vitesse de rotation du rotor estimée par le modèle de régression et la valeur de la vitesse de rotation du rotor mesurée est déterminée. La différence ainsi calculée est comparée à un seuil. Dans cet exemple, le seuil est égal à l’écart-type σ calculé lors de la phase d’apprentissage. Alternativement, le seuil peut être égal à l’écart-type σ i associé à la tranche définie par un intervalle de couple moteur, qui contient le point de fonctionnement à analyser. Si la différence est inférieure au seuil, alors le point de fonctionnement est classé comme correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne. Si la différence est supérieure ou égale au seuil, alors le point de fonctionnement est classé comme correspondant à un état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne. La représente de manière schématique un diagramme couple - vitesse du rotor 4 montrant deux groupes de points de fonctionnement. Le premier groupe de points de fonctionnement (zone noire) est constitué des points de fonctionnement qui ont été classés par le modèle de classification comme correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne. Le deuxième groupe de points de fonctionnement (zone avec des points) est constitué de points de fonctionnement qui ont été classés par le modèle de classification comme correspondant à un état de fonctionnement en sous-performance. La représente de manière schématique un diagramme vitesse du vent – puissance active montrant les deux groupes de points de fonctionnement. Selon une troisième étape 123, des pertes de puissance de l’éolienne sont calculées sur la période de fonctionnement de l’éolienne à analyser. Les pertes de puissance sont calculées en fonction des états de fonctionnement déterminés pour les points de fonctionnement de l’ensemble de points de fonctionnement à analyser. Il est également possible d’évaluer, sur la période de fonctionnement de l’éolienne à analyser, une proportion du temps au cours de laquelle l’éolienne est dans un état de fonctionnement normal et une proportion du temps au cours de laquelle l’éolienne est dans un état de fonctionnement de sous-performance. Il est également possible de détecter les moments où l’éolienne a tendance à fonctionner en sous-performance. L’analyse des données de surveillance peut également permettre de commander l’éolienne en fonction de l’état de fonctionnement de l’éolienne déterminé au moyen du modèle de régression. La commande de l’éolienne peut comprendre un ajustement de l’angle des pales par rapport au moyeu et/ou un ajustement de l’orientation de la nacelle de l’éolienne par rapport à une direction du vent. La commande de l’éolienne est réalisée par le système de contrôle-commande. Procédé (100) de détermination d’un état de fonctionnement d’une éolienne (1), l’éolienne (1) comprenant un rotor (4), une génératrice (10) de courant électrique, le rotor (4) comprenant un moyeu (5) et des pâles (6) montées sur le moyeu (5), les pâles (6) étant propre à entrainer le rotor (4) en rotation sous l’effet du vent, et la génératrice (10) de courant électrique étant propre à être entrainée en rotation par le rotor (4), le procédé comprenant des étapes de : (111) collecter des données d’apprentissage, les données d’apprentissage comprenant une pluralité de points de fonctionnement de l’éolienne (1), chaque point de fonctionnement de l’éolienne étant défini par une série de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés pendant un même intervalle de temps au cours d’au moins une période de fonctionnement de l’éolienne, (112) pour chaque point de fonctionnement, déterminer un couple moteur transmis par le rotor (4) à la génératrice (10) et une vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (10), à partir de valeurs de paramètres de fonctionnement du point de fonctionnement, (113) filtrer les données d’apprentissage en fonction du couple moteur et de la vitesse de rotation déterminés pour chaque point de fonctionnement, de manière à éliminer des points de fonctionnement aberrants, (114) élaborer un modèle de classification à partir des données d’apprentissage filtrées, (122) pour un point de fonctionnement de l’éolienne à analyser, déterminer un état de fonctionnement de l’éolienne au moyen du modèle de classification. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le modèle de classification associe sélectivement, au point de fonctionnement de l’éolienne à analyser, un état de fonctionnement normal ou un état de fonctionnement de sous-performance. Procédé selon l’une des revendications 1 et 2, dans lequel pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne, la valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne est une valeur moyenne du paramètre mesurée sur l’intervalle de temps. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel la ou les période(s) de fonctionnement de l’éolienne au cours de laquelle (desquelles) les valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne ont été mesurées est(sont) une(des) période(s) de fonctionnement au cours de laquelle (desquelles) l’éolienne est uniquement dans un état de fonctionnement normal. Procédé selon l’une des revendications 1 à 4, dans lequel l’étape de filtrer les données d’apprentissage comprend des sous-étapes de : - éliminer les points de fonctionnement pour lesquels la vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (10) n’est pas comprise dans un intervalle de vitesses de rotation prédéfini, et/ou - éliminer les points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur transmis par le rotor (4) à la génératrice (10) n’est pas compris dans un intervalle de couple moteur prédéfini. Procédé selon la revendication 5, dans lequel l’étape de filtrer les données d’apprentissage comprend également une sous-étape de : - éliminer les points de fonctionnement pour lesquels un autre paramètre de fonctionnement n’est pas compris dans un intervalle prédéfini. Procédé selon la revendication 6, dans lequel l’autre paramètre de fonctionnement est choisi parmi : - une vitesse du vent, - une vitesse de rotation de la génératrice (10), et - dans le cas où l’éolienne (1) comprend un mécanisme de réglage angulaire de pales pour ajuster un angle des pales (6) par rapport au moyeu (5), l’angle des pales. Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel l’étape de filtrer les données d’apprentissage comprend des sous-étapes de : - partitionner les données d’apprentissage en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels le couple moteur est compris dans un intervalle prédéfini de couples moteur associé à la tranche, et - dans chaque tranche, éliminer une fraction prédéfinie des points de fonctionnement ayant les valeurs de vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (10) les plus élevées et/ou les valeurs de vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (10) les plus faibles. Procédé selon l’une des revendications 1 à 8, dans lequel l’étape d’élaborer le modèle de classification comprend une sous-étape de : - élaborer un modèle de régression au moyen d’un algorithme d’apprentissage statistique non-linéaire, telle qu’un algorithme de forêts d'arbres décisionnels, le modèle de régression étant adapté pour estimer, pour un point de fonctionnement de l’éolienne donné, une valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne en fonction de valeurs d’autres paramètres de fonctionnement de l’éolienne définissant le point de fonctionnement. Procédé selon la revendication 9, dans lequel le modèle de régression est adapté pour estimer une valeur de vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (10). Procédé selon l’une des revendications 9 et 10, dans lequel le modèle de régression est adapté pour estimer une valeur d’un paramètre de fonctionnement de l’éolienne en fonction de valeurs de la vitesse du vent, de la puissance active générée par la génératrice (10) et du couple transmis par le rotor (4) de l’éolienne (1). Procédé selon l’une des revendications 1 à 11, dans lequel l’étape de déterminer un état de fonctionnement de l’éolienne au moyen du modèle de classification comprend une sous-étape de : - pour le point de fonctionnement à analyser, calculer une différence entre une vitesse de rotation estimée au moyen d’un modèle de régression, et une vitesse de rotation mesurée, et - associer au point de fonctionnement à analyser un état de fonctionnement de l’éolienne en fonction de la différence calculée. Procédé selon la revendication 12, dans lequel la différence calculée est comparée à un seuil et : - si la différence est inférieure au seuil, alors le point de fonctionnement à analyser est classé comme correspondant à un état de fonctionnement normal de l’éolienne, et - si la différence est supérieure ou égale au seuil, alors le point de fonctionnement à analyser est classé comme correspondant à un état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne. Procédé selon la revendication 13, dans lequel le seuil dépend de la valeur du couple moteur du point de fonctionnement à analyser. Procédé selon l’une des revendications 1 à 14, dans lequel l’étape (122) de déterminer un état de fonctionnement de l’éolienne au moyen du modèle de classification est réalisée pour chaque point de fonctionnement d’un ensemble de points de fonctionnement à analyser, et le procédé comprend une étape de : - (123) calculer des pertes de puissance de l’éolienne en fonction des états de fonctionnement déterminés pour les points de fonctionnement de l’ensemble de points de fonctionnement à analyser. Procédé selon l’une des revendications 1 à 15, comprenant une étape de : - commander l’éolienne (1) en fonction de l’état de fonctionnement de l’éolienne déterminé au moyen du modèle de classification. 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 16