FR 3138478 A1 20240202 FR 2207988 A 20220801 L’invention concerne un procédé de caractérisation 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 et une pluralité de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurées sur l’intervalle de temps. Dans ce procédé, la détection des états de fonctionnement de l’éolienne est réalisée étape par étape, selon un ordre prédéfini des étapes, en soustrayant progressivement à l’ensemble de données initial, les points de fonctionnement pour lesquels un état de fonctionnement de l’éolienne peut être identifié avec un bon niveau de certitude. Pour chaque état de fonctionnement de l’éolienne, une valeur de perte d’énergie peut être calculée. Figure pour l’abrégé : Figure 3 PROCEDE DE CARACTERISATION D’ETATS DE FONCTIONNEMENT D’UNE EOLIENNE DOMAINE DE L'INVENTION L’invention concerne un procédé de caractérisation 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 dans 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. 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 entre le plan de rotation et la corde du profil (ou « angle de pitch ») et l’orientation de la nacelle par rapport à un point zéro sur le mat (ou « angle de 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 de détecter les causes d’un fonctionnement en « sous-performances » de l’éolienne. En particulier, cette technique ne permet pas de distinguer un état de fonctionnement en sous-performance volontaire d’un état de sous-performance involontaire. Or cette distinction est importante pour les propriétaires de parcs éolien, qui souhaitent être en mesure d’identifier les causes des pertes de puissance des éoliennes. Un but de l’invention est de proposer un procédé qui permet, à partir de données enregistrées dans un système de contrôle et d’acquisition de données de l’éolienne, de caractériser différents états de fonctionnement d’une éolienne. Ce but est atteint dans le cadre de la présente invention grâce à un procédé de caractérisation 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 et une pluralité de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurées sur l’intervalle de temps, l’éolienne comprenant 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 sous l’effet du vent, et la génératrice de courant électrique étant propre à être entrainée en rotation par le rotor, le procédé comprenant des étapes successives de : - parmi les points de fonctionnement de l’ensemble de données, identifier des premiers points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans un premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel une vitesse de rotation du rotor est nulle du fait d’une mise en drapeau des pales, - générer un premier sous-ensemble de données en soustrayant les premiers points de fonctionnement identifiés de l’ensemble de données, - parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données, identifier des deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans un deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel le rotor est entrainé en rotation au ralenti et la génératrice de courant électrique n’est pas raccordée à un réseau de distribution électrique, - générer un deuxième sous-ensemble de données en soustrayant les deuxièmes points de fonctionnement identifiés du premier sous-ensemble de données, - parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, identifier des troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans un troisième état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue de manière à maintenir volontairement une puissance électrique active inférieure ou égal à un seuil de puissance électrique active prédéfini, le seuil de puissance électrique active étant inférieur à une valeur de puissance électrique active nominale de l’éolienne, - générer un troisième sous-ensemble de données en soustrayant les troisièmes points de fonctionnement identifiés du deuxième sous-ensemble de données, - parmi les points de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données, identifier des quatrièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans un quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire dans lequel le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue, - à partir des premiers points de fonctionnement identifiés, calculer une première valeur de perte d’énergie associée au premier état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, et/ou à partir des deuxièmes points de fonctionnement identifiés, calculer une deuxième valeur de perte d’énergie associée au deuxième état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, et/ou à partir des troisièmes points de fonctionnement identifiés, calculer une troisième valeur de perte d’énergie associée au troisième état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, et/ou à partir des quatrièmes points de fonctionnement identifiés, calculer une quatrième valeur de perte d’énergie associée au quatrième état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, chaque valeur de perte d’énergie étant définie comme un écart entre une valeur de production d’énergie théorique attendue dans un état de fonctionnement normal et une valeur de production d’énergie réelle dans l’état de fonctionnement en sous-performance considéré. Dans un tel procédé, la détection des états de fonctionnement de l’éolienne est réalisée étape par étape, selon un ordre prédéfini des étapes, en soustrayant progressivement à l’ensemble de données initial, les points de fonctionnement pour lesquels un état de fonctionnement de l’éolienne peut être caractérisé avec un bon niveau de certitude. Cette soustraction progressive permet de traiter uniquement des sous-ensembles de données, dans lesquels les points de fonctionnement qui pourraient générer des ambiguïtés sur un état de fonctionnement de l’éolienne ont été éliminés au cours des étapes précédentes. De cette manière, il est possible de classer les différents points de fonctionnement de l’éolienne de manière plus précise, en distinguant différentes causes de fonctionnement en sous-performance. Le procédé proposé peut en outre présenter les particularités suivantes : Dans un mode de réalisation du procédé, les paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés comprennent un angle de calage des pales de l’éolienne par rapport au moyeu, et l’étape d’identifier des premiers points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de : - à partir des points de fonctionnement de l’ensemble de données, générer un premier signal représentatif de l’évolution d’une valeur de l’angle de calage en fonction du temps, - à partir du premier signal, détecter des premiers intervalles de temps dans lesquels la valeur de l’angle calage est supérieure à un premier seuil, le premier seuil étant une valeur d’angle de calage au-delà duquel les pales de l’éolienne sont en drapeau, - à partir de chaque premier intervalle de temps détecté, détecter des deuxièmes intervalles de temps situés immédiatement avant le premier intervalle de temps au cours desquels la valeur de l’angle de calage augmente depuis un deuxième seuil jusqu’au premier seuil, et des troisièmes intervalles de temps situés immédiatement après le premier intervalle de temps au cours desquels la valeur de l’angle de calage diminue depuis le premier seuil jusqu’au deuxième seuil, le deuxième seuil étant représentatif d’un angle de calage maximal des pales de l’éolienne lorsque l’éolienne est dans un état de fonctionnement normal, - identifier les premiers points de fonctionnement de l’éolienne comme étant les points de fonctionnement mesurés au cours des premiers intervalles de temps, des deuxièmes intervalles de temps et des troisièmes intervalles de temps détectés. Dans un mode de réalisation du procédé, les paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés comprennent une vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice et une puissance électrique active générée par la génératrice, et l’étape d’identifier des deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de : - parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données, identifier les deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne comme étant les points de fonctionnement pour lesquels la valeur de la vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice est non-nulle et inférieure ou égale à un troisième seuil, et la valeur de la puissance électrique active générée par la génératrice est nulle ou inférieure à zéro. Dans un mode de réalisation du procédé, les paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés comprennent une vitesse du vent et une puissance électrique active générée par la génératrice, et l’étape d’identifier des troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de : - à partir des points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, générer une courbe représentative d’une valeur vitesse du vent en fonction de la puissance active générée par la génératrice, - détecter un ou plusieurs pic(s) de vitesse du vent dans la courbe, - parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, identifier les troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne comme étant les points de fonctionnement qui ont été enregistrés à des dates identiques aux dates auxquelles ont été enregistrés les points de fonctionnement du ou des pic(s) de vitesse du vent. Dans un mode de réalisation du procédé, le procédé comprend des sous-étapes de : - partitionner le deuxième sous-ensemble de données en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels la valeur de la puissance active générée est comprise dans un intervalle prédéfini associé à la tranche, et - pour chaque tranche, calculer, à partir de l’ensemble des points de fonctionnement contenus dans la tranche, une valeur caractéristique de la vitesse du vent sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche, la courbe étant représentative d’une variation de la valeur caractéristique de la vitesse du vent en fonction de la puissance active générée par la génératrice. Dans un mode de réalisation du procédé, la valeur caractéristique de la vitesse du vent est une valeur moyenne ou une valeur maximale des valeurs de vitesse du vent des points de fonctionnement contenus dans la tranche. Dans un mode de réalisation du procédé, les paramètres de fonctionnement définissant chaque point de fonctionnement de l’éolienne incluent un premier paramètre de fonctionnement et un deuxième paramètre de fonctionnement, et l’étape d’identifier des quatrièmes points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de, pour chaque point de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données : - 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, - 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, chaque signal de la première série de signaux étant généré par tirage aléatoire de valeurs successives du premier paramètre de fonctionnement parmi les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement, - 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, - déterminer une valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement à partir des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement 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 de référence du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et - en fonction du résultat de la comparaison, identifier ou non le point de fonctionnement comme étant un quatrième point de fonctionnement. Dans un mode de réalisation du procédé, 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, ou - respectivement un angle de calage des pales par rapport au moyeu et une vitesse du vent, ou - respectivement un couple moteur transmis par le rotor à la génératrice et une puissance active générée par la génératrice, ou - respectivement un angle d’orientation du vent et un angle d’orientation d’une nacelle de l’éolienne par rapport à un mat de l’éolienne supportant la nacelle. 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, 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, pour chaque point de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données : - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps est en dehors d’une gamme qui dépend de la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, alors le point de fonctionnement est identifié comme étant un quatrième point de fonctionnement. Dans un mode de réalisation du procédé, la gamme est une gamme ayant pour limite inférieure une valeur minimale du deuxième paramètre de fonctionnement parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, à laquelle est soustraite une marge, et ayant pour limite supérieure une valeur maximale parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, à laquelle est ajoutée la marge. Dans un mode de réalisation du procédé, la marge est définie comme un nombre prédéfini fois 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 est 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 - pour chaque tranche, 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 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 caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne conforme à un mode de réalisation de l’invention, - la , la , la , la et la illustrent de manière schématique les résultats des différentes étapes du procédé sur l’ensemble des données de fonctionnement traité, - la représente de manière schématique des sous-étapes de la deuxième étape du procédé de caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne, - la représente de manière schématique un premier signal représentatif de l’évolution d’une valeur de l’angle de calage des pales de l’éolienne en fonction du temps généré au cours de l’une des sous-étapes de la , - la représente de manière schématique une sous-étape de la quatrième étape du procédé de caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne, - la , la et la sont des diagrammes vitesse du vent – puissance active générée (courbe de puissance) montrant l’évolution des données de fonctionnement depuis la première étape jusqu’à la quatrième étape du procédé, - la représente de manière schématique des sous-étapes de la sixième étape du procédé de caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne, - la et la sont des diagrammes illustrant de manière schématique les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données traités au cours des sous-étapes de la , - la représente de manière schématique des sous-étapes de la huitième étape du procédé de caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne, - la et la représentent de manière schématique les données traitées au cours de différentes sous-étapes de la , - 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’une phase préalable d’apprentissage permettant d’obtenir un modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne. 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 pales 6. Le rotor 4 est monté rotatif par rapport à la nacelle autour d’un axe Y horizontal. Le rotor 4 peut comprendre trois pales 6, mais seulement deux pales 6 sont visibles sur la . Les pales 6 sont montées sur le moyeu 5. Chaque pale 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 pales et l’orientation de la nacelle 3. 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 (ou « angle de pitch »), - couple moteur transmis par le rotor à la génératrice, - angle d’orientation du vent, - angle d’orientation de la nacelle par rapport au mat (ou « 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. D’autres paramètres de fonctionnement peuvent être calculés à partir de valeurs mesurées par les capteurs. Par exemple, 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. Chaque intervalle de temps peut avoir une durée de 10 minutes par exemple. 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 10 (en kilowatts). En fonctionnement normal, la courbe de puissance de l’éolienne 1 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 ». Ce fonctionnement « en sous-performance » de l’éolienne 1 peut être « volontaire » ou « involontaire ». Un état de sous-performance est volontaire lorsque l’éolienne est pilotée volontairement par l’opérateur de manière à réduire la puissance électrique générée par l’éolienne, par exemple pour des raisons règlementaires (par exemple une 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. Un état de fonctionnement en sous-perfomance est involontaire lorsque la réduction de la puissance électrique générée par l’éolienne est due à des circonstances indépendantes de la volonté de l’opérateur, 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. La représente de manière schématique des étapes d’un procédé 100 de caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne. Ce procédé permet d’identifier les différents états de fonctionnement de l’éolienne 1 à partir d’un ensemble de données enregistrées dans un système de contrôle et d’acquisition de données de l’éolienne. Plus précisément, le procédé 100 permet de classer chaque point de fonctionnement de l’éolienne enregistré dans le système de contrôle et d’acquisition en temps réel (SCADA), en lui associant un état de fonctionnement, parmi plusieurs états de fonctionnement de l’éolienne possibles. Dans cet exemple, les états de fonctionnement de l’éolienne possibles sont les suivants : - un premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire (ou « feather mode ») dans lequel une vitesse de rotation du rotor est nulle du fait d’une mise en drapeau des pales, - un deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire (ou « idle mode ») dans lequel le rotor est entrainé en rotation au ralenti et la génératrice de courant électrique n’est pas raccordée à un réseau de distribution électrique, - un troisième état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue de manière à maintenir volontairement une puissance électrique active inférieure ou égal à un seuil de puissance électrique active prédéfini, le seuil de puissance électrique active étant inférieur à la valeur de puissance électrique active nominale de l’éolienne, - un quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire dans lequel le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue, et - un cinquième état de fonctionnement normal, dans lequel le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation supérieure ou égale à la vitesse de rotation théorique attendue. Sur la , le procédé 20 comprend les étapes suivantes : Selon une première étape 21, 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 à analyser 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 collectées 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 en temps réel 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 comprennent : - un angle de calage des pales par rapport au moyeu (ou « angle de pitch»), - une vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice, - une puissance électrique active générée par la génératrice, - une vitesse du vent. Cependant, les paramètres de fonctionnement de l’éolienne peuvent également comprendre : - un couple moteur transmis par le rotor à la génératrice, - un angle d’orientation du vent, - un angle d’orientation de la nacelle par rapport au mat. Selon une deuxième étape 22, parmi les points de fonctionnement de l’ensemble de données, des premiers points de fonctionnement de l’éolienne sont identifiés. Ces premiers points de fonctionnement sont les points pour lesquels l’éolienne est dans le premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire. Dans ce premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire, la vitesse de rotation du rotor est nulle du fait d’une mise en drapeau des pales. La est un diagramme de puissance représentant de manière schématique les premiers points de fonctionnement identifiés parmi les points de fonctionnement de l’ensemble de données de départ. Dans ce diagramme de puissance, chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur moyenne de la vitesse du vent et pour ordonnée une valeur moyenne de la puissance active générée par la génératrice, mesurés sur l’intervalle de temps correspondant au point de fonctionnement. Selon une troisième étape 23, un premier sous-ensemble de données est obtenu en soustrayant les premiers points de fonctionnement identifiés à l’étape 22 à l’ensemble de données. Ainsi, le premier sous-ensemble de données comprend l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne à l’exception de ceux pour lesquels l’éolienne est dans le premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire. Selon une quatrième étape 24, parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données, des deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans le deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire sont identifiés. Dans ce deuxième état de sous-performance volontaire, le rotor est entrainé en rotation au ralenti et la génératrice de courant électrique n’est pas raccordée au réseau de distribution électrique. La est un diagramme de puissance représentant de manière schématique les deuxièmes points de fonctionnement identifiés parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données. Dans ce diagramme de puissance, chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur moyenne de la vitesse du vent et pour ordonnée une valeur moyenne de la puissance active générée, au cours de l’intervalle de temps correspondant au point de fonctionnement. Selon une cinquième étape 25, un deuxième sous-ensemble de données est obtenu en soustrayant les deuxièmes points de fonctionnement identifiés au premier sous-ensemble de données. Ainsi, le deuxième sous-ensemble de données comprend l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne à l’exception de ceux pour lesquels l’éolienne est dans le premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire et de ceux pour lesquels l’éolienne est dans le deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire. Selon une sixième étape 26, parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, des troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans le troisième état de fonctionnement en sous-performance volontaire sont identifiés. Dans ce troisième état de sous-performance volontaire, le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue, de manière à maintenir volontairement une puissance électrique active inférieure ou égal à un seuil de puissance électrique active prédéfini, le seuil de puissance électrique active étant inférieur à une valeur de puissance électrique active nominale de l’éolienne. La est un diagramme de puissance représentant de manière schématique les troisièmes points de fonctionnement identifiés parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données. Dans ce diagramme de puissance, chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur moyenne de la vitesse du vent et pour ordonnée une valeur moyenne de la puissance active générée, au cours de l’intervalle de temps associé au point de fonctionnement. Selon une septième étape 27, un troisième sous-ensemble de données est obtenu en soustrayant les troisièmes points de fonctionnement identifiés au deuxième sous-ensemble de données. Ainsi, le troisième sous-ensemble de données comprend l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne à l’exception des points de fonctionnement pour lesquels l’éolienne est dans l’un du premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire, du deuxième état de sous-performance volontaire ou du troisième état de sous-performance volontaire. Cette septième étape permet d’éliminer l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels l’éolienne fonctionne en sous-performance de manière volontaire. Selon une huitième étape 28, parmi les points de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données, des quatrièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne est dans un quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire sont identifiés. Dans ce quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire, le rotor est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue, pour des raisons indépendantes de la volonté de l’opérateur. La est un diagramme de puissance représentant de manière schématique les quatrièmes points de fonctionnement identifiés parmi les points de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données. Dans ce diagramme de puissance, chaque point de fonctionnement a pour abscisse une valeur moyenne de la vitesse du vent et pour ordonnée une valeur moyenne de puissance active générée, au cours de l’intervalle de temps associé au point de fonctionnement. Selon une neuvième étape 29, un quatrième sous-ensemble de données est obtenu en soustrayant les quatrièmes points de fonctionnement identifiés au troisième sous-ensemble de données. Ainsi, le quatrième sous-ensemble de données comprend l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne, à l’exception des points de fonctionnement pour lesquels l’éolienne est dans l’un du premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire, du deuxième état de sous-performance volontaire, du troisième état de sous-performance volontaire ou du quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire. Cette neuvième étape permet d’éliminer l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels l’éolienne est dans un état de fonctionnement en sous-performance. Autrement dit, le quatrième sous-ensemble de données regroupe uniquement les points de fonctionnement pour lesquels l’éolienne est dans le cinquième état de fonctionnement normal. Selon une dixième étape 210, il est possible de calculer des valeurs de pertes d’énergie sur la période de fonctionnement de l’éolienne (période à analyser), à partir de l’ensemble des points de fonctionnement et des états de fonctionnements respectifs qui ont été associés à ces points de fonctionnement. Par exemple, à partir des premiers points de fonctionnement identifiés, il est possible de calculer une première valeur de perte d’énergie associée au premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire de l’éolienne. A partir des deuxièmes points de fonctionnement identifiés, il est possible de calculer une deuxième valeur de perte d’énergie associée au deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire de l’éolienne. A partir des troisièmes points de fonctionnement identifiés, il est possible de calculer une troisième valeur de perte d’énergie associée au troisième état de fonctionnement en sous-performance volontaire de l’éolienne. A partir des quatrièmes points de fonctionnement identifiés, il est possible de calculer une quatrième valeur de perte d’énergie associée au quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire de l’éolienne. Chaque valeur de perte d’énergie électrique est calculée comme un écart entre une valeur de production d’énergie théorique attendue dans un état de fonctionnement normal et une valeur de production d’énergie réelle dans l’état de fonctionnement en sous-performance détecté. 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. La représente de manière schématique des exemples de valeurs de pertes d’énergie (en kilowatt heure) calculées pour chacun des états de fonctionnement de l’éolienne sur la période de temps analysée, ainsi que la valeur de l’énergie théorique attendue totale attendue sur la période analysée. 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. Identification des premiers points de fonctionnement La représente de manière schématique des sous-étapes de la deuxième étape 22 permettant d’identifier les premiers points de fonctionnement. Selon une première sous-étape 221, un premier signal représentatif de l’évolution d’une valeur de l’angle de calage des pales de l’éolienne en fonction du temps est généré à partir des points de fonctionnement de l’ensemble de données de départ. La représente de manière schématique le premier signal. Ce premier signal est constitué d’une série de points, chaque point ayant pour abscisse un intervalle de temps de mesure et pour ordonnée une valeur moyenne de l’angle de calage des pales de l’éolienne. Selon une deuxième sous-étape 222, à partir du premier signal, des premiers intervalles de temps sont détectés dans lesquels la valeur moyenne de l’angle calage des pales est supérieure à un premier seuil. Le premier seuil est défini comme une valeur d’angle de calage au-delà duquel les pales de l’éolienne sont en drapeau (« feather »). Le premier seuil peut par exemple être égal à 80 degrés. Selon une troisième sous-étape 223, à partir de chaque premier intervalle de temps détecté, un deuxième intervalle de temps situé immédiatement avant le premier intervalle de temps et un troisième intervalle de temps situé immédiatement après le premier intervalle de temps sont détectés. Le deuxième intervalle de temps est défini comme un intervalle de temps situé immédiatement avant le premier intervalle de temps, au cours duquel la valeur de l’angle de calage augmente depuis un deuxième seuil jusqu’au premier seuil. Le troisième intervalle de temps est défini comme un intervalle de temps situé immédiatement après le premier intervalle de temps, au cours duquel la valeur de l’angle de calage diminue depuis le premier seuil jusqu’au deuxième seuil. Le deuxième seuil est inférieur au premier seuil. Le deuxième seuil est par exemple compris entre 25 et 30 degrés. Le deuxième seuil peut varier d’une éolienne à l’autre. Le deuxième seuil est représentatif d’un angle de calage maximal des pales de l’éolienne lorsque l’éolienne est dans un état de fonctionnement normal. Selon une quatrième sous-étape 224, les premiers points de fonctionnement de l’éolienne sont identifiés comme les points de fonctionnement mesurés au cours des premiers intervalles de temps, des deuxièmes intervalles de temps et des troisièmes intervalles de temps détectés. Identification des deuxièmes points de fonctionnement La représente de manière schématique une sous-étape de la quatrième étape 24 permettant d’identifier les deuxièmes points de fonctionnement. Selon une première sous-étape 241, parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données, les deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne sont identifiés comme étant les points de fonctionnement pour lesquels la valeur de la vitesse de rotation du rotor ou de la génératrice est non-nulle et inférieure ou égale à un troisième seuil, et la valeur de la puissance électrique active générée par la génératrice est nulle ou inférieure à zéro. Autrement dit, le deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire de l’éolienne est un état dans lequel l’éolienne fonctionne « au ralenti » (ou « idle mode »), c’est-à-dire que le rotor tourne à une vitesse lente et la puissance électrique produite est nulle. Le troisième seuil est par exemple compris entre 5 et 10 tours par minute, par exemple égal à 8 tours par minute. Les figures 8A à 8C sont des diagrammes vitesse du vent – puissance active générée (courbe de puissance) montrant l’évolution des données traitées depuis la première étape jusqu’à la quatrième étape. Le premier diagramme illustré sur la inclut l’ensemble de données de départ, c’est-à-dire l’ensemble des points de fonctionnement de l’éolienne mesurés sur la période de temps à analyser et qui ont été collectés au cours de la première étape 21 du procédé. Le deuxième diagramme illustré sur la inclut uniquement les points de fonctionnement du premier sous-ensemble tel qu’il est obtenu à l’issue de la troisième étape 23. Les premiers points de fonctionnement correspondant au premier état de fonctionnement en sous performance volontaire de l’éolienne ont été éliminés. Le troisième diagramme illustré sur la inclut uniquement les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble tel qu’il est obtenu à l’issue de la cinquième étape 25. Les premiers points de fonctionnement correspondant au premier état de fonctionnement en sous performance volontaire de l’éolienne et les deuxièmes points de fonctionnement correspondant au deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire de l’éolienne ont été éliminés. Identification des troisièmes points de fonctionnement La représente de manière schématique des sous-étapes de la sixième étape 26 permettant d’identifier les troisièmes points de fonctionnement. Selon une première sous-étape 261, à partir des points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, une courbe représentative d’une valeur vitesse du vent en fonction de la puissance active générée par la génératrice est calculée. La courbe peut être générée de la manière suivante : - le deuxième sous-ensemble de données est partitionné en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels la valeur de la puissance active générée est comprise dans un intervalle prédéfini associé à la tranche, et - pour chaque tranche, une valeur caractéristique de la vitesse du vent sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche est calculée à partir de l’ensemble des points de fonctionnement contenus dans la tranche. La courbe est une courbe représentative d’une variation de la valeur caractéristique de la vitesse du vent en fonction de la puissance active générée. Autrement dit, la courbe est définie comme un ensemble de points ayant pour abscisse une valeur de la puissance active générée (qui peut être une valeur moyenne de la puissance active dans l’intervalle associé à une tranche donnée) et pour ordonnée une valeur caractéristique de la vitesse du vent (qui peut être une valeur moyenne ou une valeur maximale des valeurs de vitesses du vent des points de fonctionnement contenus dans la tranche). Selon une deuxième sous-étape 262, un ou plusieurs pic(s) de vitesse du vent sont détectés dans la courbe. Pour cette étape, il est possible de mettre en œuvre un algorithme de détection de pics. Selon une troisième sous-étape 263, parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, les troisièmes points de fonctionnement sont identifiés comme étant les points de fonctionnement qui sont à l’origine du pic de vitesse du vent. Pour chaque pic détecté, des points de fonctionnement situés dans un intervalle de puissance prédéfini autour du pic sont détectés. L’intervalle peut être un intervalle allant de - 15 kilowatts à + à 15 kilowatts de part et d’autre d’un point de fonctionnement représentant le maximum du pic. De plus, dans cet intervalle, les points de fonctionnement qui présentent une valeur de puissance active inférieure à une valeur de puissance active théorique attendue à laquelle peut être soustraite une marge, sont sélectionnés. La valeur de puissance active théorique attendue est définie par le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne (courbe de puissance théorique) en fonction de la valeur de la vitesse du vent. La marge peut être égale à deux fois la valeur de l’écart-type de la puissance active des points de fonctionnement situés dans un intervalle de vitesse de vent prédéfini incluant la vitesse du vent. A cet effet, la courbe de puissance théorique est partitionnée en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant les points de fonctionnement de la courbe théorique pour lesquels la vitesse du vent est comprise dans un intervalle prédéfini associé à la tranche. Chaque intervalle de vitesse du vent présente par exemple une largeur comprise entre 0,5 et 1 mètre par seconde. Pour chaque tranche élémentaire, une valeur de l’écart-type de la puissance active sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche est calculée à partir des points de fonctionnement de la courbe théorique contenus dans la tranche. A partir des points de fonctionnement sélectionnés parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, il est possible de déduire les dates auxquelles l’éolienne a fonctionné dans un troisième état de sous-performance volontaire, c’est-à-dire en étant volontairement bridée. Les troisièmes points de fonctionnement sont identifiés comme étant les points de fonctionnement qui ont été enregistrés dans le système de contrôle et d’acquisition de données à ces dates. La est un diagramme puissance active – vitesse du vent incluant les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données. Sur la , la courbe A représente la courbe obtenue en considérant la valeur caractéristique de la vitesse du vent comme égale à une valeur moyenne des valeurs de vitesses du vent des points de fonctionnement sur les différentes tranches de puissance active. La courbe B représente la courbe obtenue en considérant la valeur caractéristique de la vitesse du vent comme égale à une valeur maximale des valeurs de vitesses du vent des points de fonctionnement sur les différentes tranches de puissance active. La est un diagramme vitesse du vent – puissance active générée (courbe de puissance) montrant les troisièmes points de fonctionnement identifiés parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données. Identification des quatrièmes points de fonctionnement Les figures 11 à 13 représentent de manière schématique des sous-étapes de la huitième étape 28 permettant d’identifier les quatrièmes points de fonctionnement, à partir du troisième sous-ensemble de données. Comme illustrés sur la , les valeurs caractéristiques des paramètres de fonctionnement enregistrées dans le système de contrôle et d'acquisition de données en temps réel (SCADA) 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 d’un deuxième paramètre de fonctionnement mesuré sur l’intervalle de temps. Dans cet exemple, le premier paramètre de fonctionnement est la vitesse du vent et le deuxième paramètre de fonctionnement est la puissance active générée. Toutefois, d’autres couples de paramètres peuvent être choisis pour mettre en œuvre les sous-étapes, 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). Selon une première sous-étape 281, pour chaque point de fonctionnement (i = 0, 1, 2, …) du troisième sous-ensemble de données, 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 deuxième sous étape 282, 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 première sous-étape 281. 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, dans lequel V vent_min et V vent_max peuvent être respectivement valeur minimale et la valeur maximale du premier paramètre de fonctionnement enregistrée dans le SCADA pour le point de fonctionnement i considéré. 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 deuxième sous-étape 282 permet ainsi de recréer N scenarii possibles d’évolution du premier paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps. La illustre schématiquement les N signaux de la première série de signaux générés lors de la deuxième sous-étape 282. Selon une troisième sous-étape 283, 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. 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 de l’éolienne 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 . Le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne peut avoir 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. Alternativement, le modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne peut être un modèle théorique préétabli. 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 troisième sous-étape 283 permet de convertir les N scenarii d’évolution du premier paramètre de fonctionnement déterminés à la sous-étape 282 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 ainsi que les N signaux de la deuxième série de signaux générés lors de la troisième sous-étape 283. Selon une quatrième sous-étape 284, 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 quatrième sous-étape 284 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 16 et 17 montrent que dans cet exemple, il est possible d’obtenir une valeur moyenne de la vitesse du vent caractéristique et une valeur moyenne de la puissance active caractéristique sur 10 minutes stabilisées à partir d’environ N = 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 sous-étapes 282 et 283, il est possible de choisir N Selon une cinquième sous-étape 285, 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, le meilleur scenario de fonctionnement de l’éolienne, le scenario de fonctionnement moyen de l’éolienne 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 issues des données de surveillance collectées lors de la première sous-étape 281. Pour chaque point de fonctionnement de l’éolienne, la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement associée à un intervalle de temps donné est comparée à une ou plusieurs des valeurs seuil associée au même intervalle de temps. Selon une sixième sous-étape 286, 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. Obtention d’un modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne Le procédé peut comprendre une phase préalable d’apprentissage 110 permettant d’élaborer un modèle théorique de fonctionnement de l’éolienne 1. Ce modèle théorique est utilisé par la suite au cours du procédé, lors de la troisième sous-étape 283 pour convertir la première série de signaux en une deuxième série de signaux. La illustre de manière schématique des étapes de la phase préalable d’apprentissage. La phase d’apprentissage 110 peut comprendre 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 12 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. Procédé de caractérisation d’états de fonctionnement d’une éolienne (1), 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 et une pluralité de valeurs de paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurées sur l’intervalle de temps, l’éolienne (1) comprenant 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 sous l’effet du vent, et la génératrice de courant électrique (12) étant propre à être entrainée en rotation par le rotor (4), le procédé comprenant des étapes successives de : - parmi les points de fonctionnement de l’ensemble de données, identifier des premiers points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne (1) est dans un premier état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel une vitesse de rotation du rotor (4) est nulle du fait d’une mise en drapeau des pales (6), - générer un premier sous-ensemble de données en soustrayant les premiers points de fonctionnement identifiés de l’ensemble de données, - parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données, identifier des deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne (1) est dans un deuxième état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel le rotor (4) est entrainé en rotation au ralenti et la génératrice de courant électrique (12) n’est pas raccordée à un réseau de distribution électrique, - générer un deuxième sous-ensemble de données en soustrayant les deuxièmes points de fonctionnement identifiés du premier sous-ensemble de données, - parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, identifier des troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne (1) est dans un troisième état de fonctionnement en sous-performance volontaire dans lequel le rotor (4) est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue de manière à maintenir volontairement une puissance électrique active inférieure ou égal à un seuil de puissance électrique active prédéfini, le seuil de puissance électrique active étant inférieur à une valeur de puissance électrique active nominale de l’éolienne (1), - générer un troisième sous-ensemble de données en soustrayant les troisièmes points de fonctionnement identifiés du deuxième sous-ensemble de données, - parmi les points de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données, identifier des quatrièmes points de fonctionnement de l’éolienne pour lesquels l’éolienne (1) est dans un quatrième état de fonctionnement en sous-performance involontaire dans lequel le rotor (4) est entrainé en rotation à une vitesse de rotation inférieure à une vitesse de rotation théorique attendue, - à partir des premiers points de fonctionnement identifiés, calculer une première valeur de perte d’énergie associée au premier état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, et/ou à partir des deuxièmes points de fonctionnement identifiés, calculer une deuxième valeur de perte d’énergie associée au deuxième état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, et/ou à partir des troisièmes points de fonctionnement identifiés, calculer une troisième valeur de perte d’énergie associée au troisième état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, et/ou à partir des quatrièmes points de fonctionnement identifiés, calculer une quatrième valeur de perte d’énergie associée au quatrième état de fonctionnement en sous-performance de l’éolienne, chaque valeur de perte d’énergie étant définie comme un écart entre une valeur de production d’énergie théorique attendue dans un état de fonctionnement normal et une valeur de production d’énergie réelle dans l’état de fonctionnement en sous-performance considéré. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés comprennent un angle de calage des pales (6) de l’éolienne (1) par rapport au moyeu (5), et dans lequel l’étape d’identifier des premiers points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de : - à partir des points de fonctionnement de l’ensemble de données, générer un premier signal représentatif de l’évolution d’une valeur de l’angle de calage en fonction du temps, - à partir du premier signal, détecter des premiers intervalles de temps dans lesquels la valeur de l’angle calage est supérieure à un premier seuil, le premier seuil étant une valeur d’angle de calage au-delà duquel les pales (6) de l’éolienne (1) sont en drapeau, - à partir de chaque premier intervalle de temps détecté, détecter des deuxièmes intervalles de temps situés immédiatement avant le premier intervalle de temps au cours desquels la valeur de l’angle de calage augmente depuis un deuxième seuil jusqu’au premier seuil, et des troisièmes intervalles de temps situés immédiatement après le premier intervalle de temps au cours desquels la valeur de l’angle de calage diminue depuis le premier seuil jusqu’au deuxième seuil, le deuxième seuil étant représentatif d’un angle de calage maximal des pales (6) de l’éolienne (1) lorsque l’éolienne est dans un état de fonctionnement normal, - identifier les premiers points de fonctionnement de l’éolienne comme étant les points de fonctionnement mesurés au cours des premiers intervalles de temps, des deuxièmes intervalles de temps et des troisièmes intervalles de temps détectés. Procédé selon l’une des revendications 1 et 2, dans lequel les paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés comprennent une vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (12) et une puissance électrique active générée par la génératrice (12), et dans lequel l’étape d’identifier des deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de : - parmi les points de fonctionnement du premier sous-ensemble de données, identifier les deuxièmes points de fonctionnement de l’éolienne comme étant les points de fonctionnement pour lesquels la valeur de la vitesse de rotation du rotor (4) ou de la génératrice (12) est non-nulle et inférieure ou égale à un troisième seuil, et la valeur de la puissance électrique active générée par la génératrice (12) est nulle ou inférieure à zéro. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel les paramètres de fonctionnement de l’éolienne mesurés comprennent une vitesse du vent et une puissance électrique active générée par la génératrice (12), et dans lequel l’étape d’identifier des troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de : - à partir des points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, générer une courbe représentative d’une valeur vitesse du vent en fonction de la puissance active générée par la génératrice (12), - détecter un ou plusieurs pic(s) de vitesse du vent dans la courbe, - parmi les points de fonctionnement du deuxième sous-ensemble de données, identifier les troisièmes points de fonctionnement de l’éolienne comme étant les points de fonctionnement qui ont été enregistrés à des dates identiques aux dates auxquelles ont été enregistrés les points de fonctionnement du ou des pic(s) de vitesse du vent. Procédé selon la revendication 4, comprenant des sous-étapes de : - partitionner le deuxième sous-ensemble de données en plusieurs tranches élémentaires successives, chaque tranche contenant l’ensemble des points de fonctionnement pour lesquels la valeur de la puissance active générée est comprise dans un intervalle prédéfini associé à la tranche, et - pour chaque tranche, calculer, à partir de l’ensemble des points de fonctionnement contenus dans la tranche, une valeur caractéristique de la vitesse du vent sur l’intervalle prédéfini associé à la tranche, la courbe étant représentative d’une variation de la valeur caractéristique de la vitesse du vent en fonction de la puissance active générée par la génératrice (12). Procédé selon la revendication 5, dans lequel la valeur caractéristique de la vitesse du vent est une valeur moyenne ou une valeur maximale des valeurs de vitesse du vent des points de fonctionnement contenus dans la tranche. Procédé selon l’une des revendications qui précèdent, dans lequel les paramètres de fonctionnement définissant chaque point de fonctionnement de l’éolienne incluent un premier paramètre de fonctionnement et un deuxième paramètre de fonctionnement, et l’étape d’identifier des quatrièmes points de fonctionnement de l’éolienne comprend des sous-étapes de, pour chaque point de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données : - 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, - 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, chaque signal de la première série de signaux étant généré par tirage aléatoire de valeurs successives du premier paramètre de fonctionnement parmi les valeurs possibles du premier paramètre de fonctionnement, - 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 (1) 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, - déterminer une valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement à partir des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement 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 de référence du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, et - en fonction du résultat de la comparaison, identifier ou non le point de fonctionnement comme étant un quatrième point de fonctionnement. Procédé selon la revendication 7, 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 d’une nacelle (3) de l’éolienne (1) par rapport à un mat de l’éolienne (2) supportant la nacelle (3). Procédé selon l’une des revendications 7 et 8, 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 7 à 9, 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 7 à 10, dans lequel pour chaque point de fonctionnement du troisième sous-ensemble de données : - si la valeur caractéristique du deuxième paramètre de fonctionnement de l’éolienne mesuré sur l’intervalle de temps est en dehors d’une gamme qui dépend de la valeur de référence du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, alors le point de fonctionnement est identifié comme étant un quatrième point de fonctionnement. Procédé selon la revendication 11, dans lequel la gamme est une gamme ayant pour limite inférieure une valeur minimale du deuxième paramètre de fonctionnement parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, à laquelle est soustraite une marge, et ayant pour limite supérieure une valeur maximale parmi l’ensemble des valeurs caractéristiques estimées du deuxième paramètre de fonctionnement sur l’intervalle de temps, à laquelle est ajoutée la marge. Procédé selon la revendication 12, dans lequel la marge est définie comme un nombre prédéfini fois 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 7 à 13, 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 (1) est uniquement dans un état de fonctionnement normal. Procédé selon la revendication 14, dans lequel la période de fonctionnement de l’éolienne est de plusieurs mois, de préférence allant de 3 à 6 mois. Procédé selon l’une des revendications 14 et 15, 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 - pour chaque tranche, 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 16, 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 17.