FR 3158541 A1 20250725 FR 2400611 A 20240122 L’invention concerne un procédé de calibration d’un modèle de rotor d’éolienne comprenant plusieurs portions de pale, à partir de mesures (Mes) et de courbes d’entrée, dans lequel on réalise au moins les étapes suivantes : a) à partir des mesures effectuées, on associe (Ass), à certaines vitesses de vent, un rapport de vitesse et un angle d’orientation des pales. b) on construit (Cons) des courbes modificatives des coefficients de portance (C1_port) et de traînée (C1_train) et on détermine, pour différents jeux (Jp) de paramètres, des cartographies de coefficients de puissance (Cart_P) et de coefficient de poussée (Cart_T); c) on génère des courbes comparatives de coefficient de puissance (C1_P) et de poussée (C1_T); d) on retient comme paramètres définitifs de modification (Jp_opt), les jeux de paramètres de modification permettant de minimiser une fonction prédéfinie ; e) on calibre (Cal1) les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor. Figure 1 à publier Procédé de calibration de caractéristiques aérodynamiques d’un modèle de rotor d’éolienne L’invention concerne le domaine de l’éolien et plus particulièrement un procédé pour calibrer un modèle d’éolienne, notamment pour calibrer les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor de l’éolienne, par rapport à des mesures effectuées sur l’éolienne. L’éolien est un secteur de l’énergie en plein essor. Dans ce secteur, les exploitants de fermes éoliennes achètent des turbines éoliennes à des fabricants de turbines dont ils sont les clients. Toutefois, les fabricants de turbines souhaitent, le plus souvent, conserver certaines informations techniques confidentielles et sont donc peu enclins au partage de ces informations sur leurs machines. Par conséquent, les exploitants de fermes éoliennes cherchent à développer leur connaissance et la compréhension des machines qu’ils exploitent en les instrumentant avec divers capteurs et grâce à de l’ingénierie des données. Ceci permet d’améliorer la maintenance et la surveillance des éoliennes qu’ils possèdent, leur but étant de limiter les frais de fonctionnement de leurs fermes éoliennes. Pour répondre à ce besoin, des équipes de recherches ont développé une technologie appelée « approche basée sur des données », qui consiste à identifier des modèles non physiques à partir de données mesurées sur une éolienne, pour prédire la puissance que l’éolienne peut produire ou estimer l’état de fatigue mécanique courant de divers composants des éoliennes. Les publications suivantes mentionnent ce type de technologie : Fahim M., Sharma V., Cao T. V., Canberk B., et al. “Machine learning-based digital twin for predictive modeling in wind turbines”, 2022, IEEE Access De Kooning J. D. M., Stockman K., De Maeyer J., et al. “Digital twins for wind energy conversion systems: a literature review of potential modelling techniques focused on model fidelity and computational load”, 2021, MDPI Dimitrov N., Kelly M. C., Vignaroli A. “From wind to loads: wind turbine site-specific load estimation with surrogate models trained on high-fidelity load databases”, 2018, Wind Energy Science Pour être fidèles à la réalité, ces modèles nécessitent souvent de nombreuses mesures sur les éoliennes réelles. Cependant, d’une part, l’instrumentation d’une éolienne est onéreuse, et d’autre part, en récoltant les données sur un laps de temps limité, tous les points de fonctionnement d’une éolienne ne sont pas nécessairement visités. Par conséquent, se limiter simplement à des mesures d’entrées et de sorties d’une éolienne instrumentée peut être un processus extrêmement coûteux et insuffisant pour permettre un modèle réaliste (représentatif de la réalité) et précis. Pour limiter ces problématiques de manques de données, une autre solution consiste à développer un simulateur des différents phénomènes physiques (simulateur aéro-servo-élastique pour simuler l’aérodynamique, le comportement élastique et le contrôle ou simulateur aéro-servo-hydro-élastique pour simuler l’aérodynamique, l’hydrodynamique, le comportement élastique et le contrôle) d’éolienne réaliste pour générer des données numériques synthétiques, sans utiliser de mesure sur l’éolienne réelle. Cette technologie est appelée « approche basée sur des modèles » Ces solutions sont notamment décrites dans : Fahim M., Sharma V., Cao T. V., Canberk B., et al. “Machine learning-based digital twin for predictive modeling in wind turbines”, 2022, IEEE Access Dimitrov N., Kelly M. C., Vignaroli A. “From wind to loads: wind turbine site-specific load estimation with surrogate models trained on high-fidelity load databases”, 2018, Wind Energy Science Cette approche par génération de données synthétiques, est coûteuse en temps de calcul et en ressources informatiques, mais peut garantir une visite plus exhaustive des différents points de fonctionnement de l’éolienne qu’une éolienne physique instrumentée, dans un temps beaucoup moins long, et sans instrumentation. De plus, il est possible de créer des capteurs virtuels sur le modèle pour éviter des instrumentations très coûteuses voire infaisables. L’inconvénient de cette approche est que la précision des données numériques synthétiques dépend de la fidélité du modèle aéro-servo-élastique (ou aéro-servo-hydro-élastique lorsque l’hydrodynamique est également simulée) à l’éolienne physique. En effet, pour avoir une précision suffisante, il serait nécessaire de construire la partie aérodynamique et la partie du contrôle du modèle à partir de données fournies par le constructeur de l’éolienne. Or, dans la pratique, les constructeurs ne fournissent pas les données suffisantes pour cela. Une autre approche dite « hybride » consiste à utiliser une instrumentation minimale pour reconstituer un modèle aéro-servo-élastique (ou aéro-servo- hydro-élastique lorsque l’hydrodynamique est également simulée) suffisamment fidèle à la turbine réelle lorsque les données de conception de l’éolienne sont indisponibles ou bien incomplètes. Cette approche est notamment celle de Pimenta F., Pacheco J., Branco C. M., et al. « Development of a digital twin of an onshore wind turbine using monitoring data”, 2020, Journal of Physics: Conference Series. L’approche hybride permet de garantir un modèle fidèle avec une instrumentation moins coûteuse en temps et en argent. On peut ensuite utiliser ce modèle pour compléter des données, par exemple pour obtenir des points de fonctionnement qui n’ont pas été mesurés sur l’éolienne. Pour cela, le document Hirvoas A, “Development of a data assimilation method for the calibration and continuous update of wind turbines digital twins”, 2021, Thèse et le document Chetan M., Yao S., Griffith D. T. “Multi-fidelity digital twin structural model for a sub-scale downwind wind turbine rotor blade”, 2021, Wind Energy permettent de reconstituer la partie élastique du modèle. D’autres méthodes sont basées sur des scans ou des plans des pales permettant de retrouver les propriétés aérodynamiques de l’éolienne via de la mécanique des fluides et la théorie de la Blade Element Momentum (BEM) bien connue de l’homme du métier. Ces méthodes ont notamment été développées dans Pimenta F., Pacheco J., Branco C. M. et al. « Development of a digital twin of an onshore wind turbine using monitoring data”, 2020, Journal of Physics: Conference Series, et Hansen M. “Aerodynamics of wind turbines”, 2015, Taylor-Francis. Ces méthodes ne permettent cependant pas de se servir de données du SCADA (pour « Supervisory, Control And Data Acquisition » en anglais signifiant système de contrôle de surveillance et d’acquisition de données) des éoliennes. La conséquence est que ces méthodes peuvent générer des écarts sur les caractéristiques aérodynamiques. De plus, le contrôleur modélisé est souvent un modèle de contrôleur standard car les fabricants d’éoliennes ne fournissent généralement pas de données sur le contrôleur réel. Ainsi, le contrôleur modélisé sur l’éolienne est généralement imprécis. Par exemple, la publication Abbas N. J., Zalkind D. S., Pao L., Wright A. « A reference open-source controller for fixed and floating offshore wind turbines », 2022, Wind Energy Science, décrit le contrôleur “ROSCO” qui est un modèle de contrôleur standard couramment utilisé. Le but de l’invention est de réaliser une calibration d’au moins une partie (partie « aéro » du modèle de rotor) d’un modèle aéro-servo-élastique (ou aéro-servo-hydro-élastique lorsque l’hydrodynamique est également simulé pour une éolienne en mer, posé fixe ou flottante) d’éolienne, améliorant la précision du modèle, grâce à la prise en compte de données mesurées sur l’éolienne. Ce modèle peut alors servir pour anticiper les actions de maintenance sur l’éolienne, pour modifier le contrôle de l’éolienne (c’est-à-dire son asservissement), ou pour déterminer l’état de fatigue de différents composants de l’éolienne. L’invention concerne un procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques d’un modèle de rotor d’une éolienne comprenant des pales, pour déterminer l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou pour adapter le contrôle de l’éolienne et/ou pour la prévision des actions de maintenance de l’éolienne, les pales étant composées de portions de pale, à partir de mesures effectuées sur l’éolienne, de courbes d’entrée de coefficient de portance et de traînée de chaque portion de pale et de courbes d’entrée de coefficients de puissance et de poussée de l’éolienne en fonction de la vitesse du vent, les mesures comprenant la vitesse du vent, l’angle d’orientation des pales, la vitesse de rotation, dans lequel on réalise au moins les étapes suivantes : a) à partir des mesures effectuées, on associe, à des valeurs prédéterminées de vitesses de vent : - un rapport de vitesse λ défini par avec la vitesse de rotation du rotor, R le rayon du rotor et la vitesse de vent ; - et un angle d’orientation des pales. b) on construit des courbes modificatives des coefficients de portance et de traînée de chaque portion de pales à partir des courbes d’entrée des coefficients de portance et de traînée de chaque portion de pales et de jeux de paramètres de modifications et on détermine, à partir des courbes modificatives des coefficients de portance et de traînée et pour chaque jeu de paramètres de modifications, des cartographies de coefficients de puissance et de coefficient de poussée en fonction du rapport de vitesse et de l’angle d’orientation des pales ; c) pour chaque couple de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales associés à une desdites valeurs prédéterminées de vitesses de vent, et pour chaque jeu de paramètres de modifications, on détermine un coefficient de puissance et un coefficient de poussée à partir des cartographies de coefficient de puissance et de coefficient de poussée de manière à générer des courbes comparatives de coefficient de puissance et de poussée en fonction de la vitesse de vent; d) on détermine comme paramètres définitifs de modification, les jeux de paramètres de modification permettant de minimiser la fonction J(p) suivante : où p représente les jeux de paramètres de modification, la courbe comparative de coefficient de poussée, la courbe d’entrée de coefficient de puissance et la courbe d’entrée de coefficient de poussée, est une première fonction de pondération dépendant de la vitesse de vent pour pondérer en fonction de la vitesse du vent, est une deuxième fonction de pondération dépendant de la vitesse de vent pour pondérer en fonction de la vitesse du vent, est un premier coefficient de pondération, correspond à chacune desdites valeurs prédéterminées de vitesse de vent, N est le nombre de valeurs prédéterminées de vitesses de vent, la courbe comparative de coefficient de puissance; e) on calibre les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor, les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor comprenant - des courbes calibrées de coefficients de portance et de trainée correspondant aux courbes modificatives des coefficients de portance et de traînée de chaque portion de pale obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications, - des courbes calibrées de coefficients de puissance et de poussée correspondant aux courbes comparatives de coefficients de puissance et de poussée obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications ; - et de préférence des cartographies calibrées des coefficients de puissance et de poussée correspondant aux cartographies des coefficients de puissance et de poussée obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications. De préférence, avant l’étape a), on détermine des cartographies d’entrée de coefficient de puissance et de coefficient de poussée de l’éolienne en fonction du rapport de vitesse et en fonction de l’angle d’orientation des pales à partir des courbes d’entrée de coefficient de portance et de traînée. Avantageusement, entre l’étape a) et l’étape b), pour chaque couple de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales associés à une desdites valeurs prédéterminées de vitesses de vent, on détermine un coefficient de puissance et un coefficient de poussée à partir des cartographies d’entrée de coefficient de puissance et de coefficient de poussée de manière à générer des premières courbes comparatives de coefficient de puissance et de poussée en fonction de la vitesse de vent et on applique les étapes suivantes uniquement si l’écart entre les premières courbes comparatives et les courbes d’entrée correspondantes est supérieur à un seuil prédéterminé. Selon un aspect de l’invention, à l’étape a), on découpe une plage de vitesses de vent en sous-plages, chaque sous-plage étant comprise entre une vitesse minimale et une vitesse maximale, chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent correspondant à la vitesse moyenne des vitesses de vent mesurées dans la sous-plage concernée, chaque rapport de vitesse associé correspondant à la moyenne des rapports de vitesse calculés à partir des vitesses de vent dans la sous-plage concernée et chaque angle d’orientation des pales associé correspondant à la moyenne des angles d’orientation des pales pour les vitesses de vent dans la sous-plage concernée. Selon une mise en œuvre de l’invention,, à l’étape b), on réalise les sous-étapes suivantes pour chaque portion de pale : b1) on identifie l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance, de préférence en calculant la dérivée seconde de la courbe d’entrée du coefficient de portance et en prenant, comme angle de décrochage, l’angle d’attaque positif le plus petit permettant d’annuler la dérivée seconde ; b2) on décale la valeur de l’angle de décrochage puis on construit la courbe modificative de coefficient de portance de manière à ce que la pente avant l’angle de décrochage soit identique à celle de la courbe d’entrée de coefficient de portance, puis ; b3) on construit la courbe modificative du coefficient de traînée en décalant la courbe d’entrée du coefficient de traînée, autour d’une valeur prédéterminée, de préférence autour de la moitié de l’angle de décrochage. De manière préférée, à l’étape b2), on décale la valeur de l’angle de décrochage en appliquant la première transformation suivante : α étant l’angle d’attaque, étant la courbe d’entrée du coefficient de portance, étant une courbe modifiée du coefficient de portance, étant la première transformation appliquée à l’angle de décrochage, étant l’angle de décrochage (Ang_d) de la courbe d’entrée du coefficient de portance, k et sont des premier et deuxième paramètres parmi lesdits paramètres de modifications. De manière avantageuse, une fois qu’on a décalé la valeur de l’angle de décrochage de chaque portion de pale, on applique la deuxième transformation suivante : si k>0, si k α étant l’angle d’attaque, étant la courbe d’entrée du coefficient de portance, étant la courbe modifiée du coefficient de portance, étant la courbe modificative du coefficient de portance, étant l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance, étant l’angle de décrochage de la courbe modifiée du coefficient de portance, étant un troisième paramètre parmi lesdits paramètres de modifications. Préférentiellement, on détermine le premier paramètre k de chaque portion de pale de la manière suivante : étant une première grandeur prédéfinie, est l’épaisseur minimale des différentes portions de pales au niveau du bord de fuite, est l’épaisseur de la pale au niveau du bord de fuite de la portion de pale s considérée. Selon une configuration de l’invention, à l’étape b3), on applique la troisième transformation suivante : avec la courbe d’entrée du coefficient de traînée, la courbe modificative du coefficient de traînée, la troisième transformation, étant l’angle de décrochage de la courbe modificative du coefficient de portance, et des quatrième et cinquième paramètres parmi les paramètres de modifications, l étant de préférence supérieur ou égal à -1 et strictement inférieur à 1. De manière avantageuse, on détermine le quatrième paramètre de chaque portion de pale de la manière suivante : étant une deuxième grandeur prédéfinie, est l’épaisseur minimale des différentes portions de pales au niveau du bord de fuite, est l’épaisseur de la pale au niveau du bord de fuite de la portion de pale s considérée. Selon un aspect de l’invention, à l’étape d), on réalise le changement de variable suivant : où sont des vecteurs de valeurs prédéfinies, et est le paramètre à optimiser. De préférence, on détermine l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou on adapte le contrôle de l’éolienne et/ou on prévoir des actions de maintenance sur l’éolienne à partir du modèle de rotor calibré. L’invention concerne aussi un procédé de calibration d’un modèle d’éolienne, pour déterminer l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou pour adapter le contrôle de l’éolienne et/ou pour la prévision des actions de maintenance de l’éolienne, dans lequel on applique le procédé selon l’une des variantes ou combinaisons de variantes décrites précédemment, le modèle d’éolienne comprenant au moins un modèle de contrôleur et un modèle de rotor, puis on réalise au moins les étapes suivantes : 1) pour chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent, on détermine les valeurs de rapport de vitesse définitif et d’angle d’orientation des pales définitif, comme les solutions du problème de minimisation suivant : avec la cartographie calibrée de coefficient de puissance de l’éolienne, la cartographie calibrée de coefficient de poussée de l’éolienne, les valeurs prédéterminées de vitesse de vent, N étant le nombre de valeurs prédéterminées de vitesse de vent, étant la courbe calibrée de coefficient de puissance, étant la courbe calibrée de coefficient de poussée, l’angle d’inclinaison des pales à la vitesse de vent ; étant le rapport de vitesse à la vitesse de vent ; étant l’angle d’orientation associé à la vitesse de vent à l’étape a) ; étant le rapport de vitesse associé à la vitesse de vent à l’étape a), , et étant des deuxièmes coefficients de pondérations ; 2) on calibre le modèle de contrôleur pour qu’à chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent, le modèle de contrôleur associe le rapport de vitesse définitif et/ou l’angle d’orientation des pales définitif et de préférence, il contrôle l’éolienne avec le rapport de vitesse définitif et/ou l’angle d’orientation des pales définitif. De préférence, à l’étape 1), on contraint les solutions avec les inéquations suivantes : avec la vitesse minimale de rotation, la vitesse maximale de rotation. De manière avantageuse, l’éolienne comprend une génératrice et de préférence un réducteur et les mesures comprennent la puissance de la génératrice, le modèle de contrôleur comprenant préférentiellement un moyen de contrôle de la génératrice et un moyen de contrôle des pales. Selon une mise en œuvre de l’invention, le moyen de contrôle de la génératrice contrôle le couple de la génératrice de l’éolienne par avec la puissance mesurée de la génératrice, le rendement de la génératrice, la vitesse de rotation nominale du rotor, le rapport de réduction du réducteur. Avantageusement, en dessous d’une vitesse de vent prédéterminée, le moyen de contrôle de la génératrice contrôle la vitesse de rotation de manière à avoir le rapport de vitesse définitif et de préférence, au-dessous de la vitesse de vent prédéterminée, le moyen de contrôle des pales contrôle l’angle d’orientation des pales à l’angle d’orientation des pales définitif. Préférentiellement, le modèle de contrôleur comprend un moyen de saturation qui sature l’angle d’orientation des pales. De manière préférée, le modèle de contrôleur comprend un système de régulation autour de la vitesse de vent prédéterminée tel que : - si le moyen de contrôle de la génératrice est actif, le système de régulation impose au moyen de contrôle des pales une vitesse de rotation strictement supérieure, de préférence d’un premier écart prédéterminé, à une vitesse de rotation nominale ; - si le moyen de contrôle des pales est actif, le système de régulation impose au moyen de contrôle de la génératrice une vitesse de rotation strictement inférieure, de préférence d’un deuxième écart prédéterminé, à la vitesse de rotation nominale. Selon une configuration de l’invention, lorsque la vitesse de vent est supérieure à la vitesse de vent prédéterminée, on linéarise l’équation du rotor où est le moment d’inertie du rotor, est le rendement du réducteur, est le couple aérodynamique du rotor, λ le rapport de vitesse, β l’angle d’orientation des pales, le rapport de réduction du réducteur et le couple de la génératrice et ω la vitesse de rotation, autour d’une vitesse de vent , conditionnant et et on cherche la solution de De préférence, on détermine l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou on adapte le contrôle de l’éolienne et/ou on prévoir des actions de maintenance sur l’éolienne, à partir du modèle d’éolienne calibré. L’invention concerne également un produit programme d’ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur ou un serveur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé de calibration du modèle de rotor ou du modèle d’éolienne selon l'une des variantes ou combinaisons de variantes décrites précédemment, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur, un téléphone portable ou un appareil informatique. Liste des figures D'autres caractéristiques et avantages des procédés selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. [Fig 1] La FIG. 1 représente une première variante du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 2] La FIG. 2 représente une deuxième variante du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 3] La FIG. 3 représente une étape de construction des courbes modificatives de portance et de traînée du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 4] La FIG. 4 représente une variante de construction de la courbe modificative de portance du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 5] La FIG. 5 représente une méthode de calibration du modèle de contrôleur du procédé de calibration de l’éolienne selon l’invention. [Fig 6] La FIG. 6 représente une variante de la calibration du modèle de contrôleur du procédé de calibration de l’éolienne selon l’invention. [Fig 7] La FIG. 7 représente un exemple de fonctionnement d’un modèle de contrôleur du procédé de calibration de l’éolienne selon l’invention. [Fig 8] La FIG. 8 représente une comparaison d’une courbe d’entrée de coefficient de portance et d’une courbe modifiée de coefficient de portance du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 9] La FIG. 9 représente une comparaison d’une courbe d’entrée de coefficient de portance, d’une courbe modifiée de coefficient de portance et d’une courbe modificative de coefficient de portance du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 10] La FIG. 10 représente une comparaison d’une courbe d’entrée de coefficient de traînée et d’une courbe modificative de coefficient de traînée du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 11] La FIG. 11 représente l’évolution du coefficient k en fonction de la position radiale de la portion de pale concernée du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. [Fig 12] La FIG. 12 représente des comparaisons entre les courbes d’entrée, les courbes modificatives de l’invention et les courbes de l’art antérieur de coefficient de puissance et de coefficient de poussée d’une même éolienne. [Fig 13] La FIG. 13 représente des comparaisons d’évolution de la vitesse de rotation au cours du temps, entre les mesures réalisées sur l’éolienne, la vitesse de rotation déterminée par le procédé de calibration selon l’invention et la vitesse de rotation selon l’art antérieur d’une même éolienne. [Fig 14] La FIG. 14 représente des comparaisons d’évolution de l’angle d’orientation des pales au cours du temps, entre les mesures réalisées sur l’éolienne, l’angle d’orientation des pales déterminé par le procédé de calibration selon l’invention et l’angle d’orientation des pales selon l’art antérieur d’une même éolienne. [Fig 15] La FIG. 15 représente des comparaisons des courbes d’entrée, des courbes modificatives selon l’invention et des courbes selon l’art antérieur, de coefficient de poussée d’une même éolienne. [Fig 16] La FIG. 16 représente des comparaisons des courbes d’entrée, des courbes modificatives selon l’invention et des courbes selon l’art antérieur, de coefficient de puissance d’une même éolienne. [Fig 17] La FIG. 17 illustre un exemple de profil aérodynamique d’une pale selon le procédé de l’invention. L’invention concerne un procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques d’un modèle de rotor d’une éolienne. Le modèle de rotor est représentatif du rotor de l’éolienne réelle (c’est-à-dire celle réellement construite à un emplacement donné). Le rotor de l’éolienne comprend une ou plusieurs pales et chacune de ces pales est composées de portions de pales. En effet, chaque pale a une géométrie qui évolue en fonction de la position radiale (i.e. selon sa longueur). Une pale s’affine notamment en s’éloignant de son axe de rotation. Généralement, les différentes pales d’un même rotor sont identiques entre elles, aux défauts de conception/réalisation et d’usure près. Chaque portion de pale a un profil aérodynamique, correspondant sensiblement à un profil d’aile d’avion, de manière à générer un effort de portance (celui qui fait voler l’avion) et un effort de traînée (qui tend à s’opposer à l’avancement de l’avion). La FIG. 17 illustre un exemple de profil aérodynamique de pale. Les profils aérodynamiques sont généralement définis par un bord d’attaque 10 et un bord de fuite 11 séparés par un intrados 12 et un extrados 13. Ces profils aérodynamiques sont généralement non symétriques et ont une cambrure apte à générer une surpression d’un côté de la pale et une dépression de l’autre côté de la pale. Le bord d’attaque 10 est le bord du profil qui voit le fluide arriver en premier (l’air dans le cas de l’éolienne), la grande flèche noire indiquant la direction dans laquelle le fluide arrive, dans le sens de déplacement du fluide par rapport à la pale (le rayon de courbure au niveau du bord de fuite 11 est généralement minimal) et le bord de fuite 11 est le bord où le fluide (l’air) quitte la pale. L’intrados 12 est la face opposée à la cambrure (là où se trouve la surpression appliquée par le fluide), alors que l’extrados 13 est la face du côté de la cambrure (là où se produit la dépression). La corde, représentée en traits mixtes, est une ligne fictive qui rejoint le bord d’attaque 10 au bord de fuite 11. Les coefficients de portance et de traînée sont des coefficients aérodynamiques dépendant du profil aérodynamique (et donc de la portion de pale) qui traduisent directement un effet respectivement sur l’effort de portance et l’effort de traînée. Sur l’éolienne, l’effort de portance tend à faire tourner le rotor et l’effort de traînée tend à appliquer une poussée sur l’éolienne dans une direction orthogonale du plan du rotor. Ces coefficients dépendent également, pour un même profil, de l’angle d’attaque du fluide arrivant sur la pale (ici de l’air, plus explicitement du vent). L’angle d’attaque est l’angle entre la corde du profil aérodynamique (ligne du bord d’attaque au bord de fuite) et le vecteur de la vitesse relative du fluide par rapport à la pale. Le vecteur de cette vitesse relative comprend une première composante de la vitesse du vent arrivant sur la pale, sensiblement orthogonale au plan du rotor, et une deuxième composante due à la rotation de la pale. Cette deuxième composante dépend donc de la position radiale de la portion de pale. En effet, plus on s’éloigne de l’axe de rotation, plus la vitesse de cette deuxième composante augmente, cette vitesse étant le produit de la vitesse de rotation du rotor et de la position radiale de la portion de pale concernée. Par ailleurs, l’angle d’attaque dépend également de l’angle d’orientation des pales face au vent, qui peut être contrôlé par un moyen d’orientation des pales (un moteur par exemple), généralement positionné en pied de pale, au niveau de la liaison entre la pale et le moyeu. L’orientation des pales, plus ou moins, face au vent, impacte également la récupération d’énergie de l’éolienne. Grâce au moyen d’orientation des pales, il est possible par exemple de positionner les pales de telle sorte qu’elles ne produisent pas d’énergie (ou très peu). Ce peut être le cas lors de tempêtes pour éviter tout endommagement de l’éolienne. En découpant chaque pale par des portions de pales, on peut attribuer à chaque portion de pales dans le modèle multiphysique (modèle aéro-servo-élastique ou aéro-servo-hydro-élastique) des caractéristiques aérodynamiques et mécaniques différentes et ainsi, on peut mieux représenter l’aérodynamique avec l’élasticité du rotor. On peut en effet, appliquer la méthode BEM (BEM pour« Blade Element Momentum » en anglais, signifiant « quantité de mouvement de l’élément de pale ») pour déterminer les coefficients aérodynamiques (de puissance et de poussée notamment) du modèle de rotor à partir des portions de pales, en fonction de la vitesse de rotation, de l’angle d’inclinaison des pales et/ou de la vitesse du vent. Cette méthode BEM est bien connue de l’homme du métier. Elle est notamment explicitée dans les documents suivants : la page https://en.wikipedia.org/wiki/Blade_element_momentum_theory éditée le 26 septembre 2023, at 22:32 (UTC). Branlard E., « Wind Turbine Aerodynamics and Vorticity-Based Methods: Fundamentals and recent applications – Chapitre 10 – The blade element Momentum (BEM) method, 2017 Pringer, doi:10.1007/978-3-319-55164-7. Pour présenter cette méthode BEM de manière simplifiée, elle suppose tout d’abord un écoulement stationnaire, axisymétrique, incompressible et non visqueux pour lequel elle formule la conservation de la masse et des quantités de mouvement, le rotor étant vu comme un disque actuateur qui réduit la vitesse de l’écoulement et modifie le champ de pression dans son voisinage. Pour calculer les efforts appliqués sur les pales, cette méthode consiste ensuite à découper les pales en portions de pales selon la longueur radiale(de préférence de longueur radiale infinitésimale). En fonction du profil aérodynamique de la pale, de sa position radiale, de la vitesse relative du vent arrivant sur la pale (et de son orientation éventuelle), de la masse volumique de l’air, et de l’angle d’orientation de la pale, on détermine sur chaque portion de pale : un effort de portance défini par : , un effort de traînée défini par : , où est l’effort de portance appliqué sur la portion de pale ; est l’effort de traînée appliqué sur la portion de pale ; est un coefficient qui dépend de la masse volumique de l’air, de la vitesse apparente (c’est-à-dire le vecteur de vitesse relative défini précédemment) et de la corde de la portion de pale, est la longueur radiale de la portion de pale, et sont des coefficients, respectivement de portance et de traînée, qui dépendent de l’angle d’attaque . Dans le présent document, l’opérateur utilisé dans les équations est l’opérateur de multiplication. Autrement dit, il correspond à l’opérateur pour indiquer une multiplication. Le coefficient correspond généralement à l’équation suivante : , Avec la masse volumique de l’air, la vitesse apparente, la corde de la portion de pale. L’effort de portance et l’effort de traînée dépendent de la direction de la vitesse de vent apparente, l’effort de portance étant dirigé dans une direction orthogonale à la direction de la vitesse de vent apparente, et l’effort de traînée étant dirigé dans la direction de la vitesse de vent apparente. On peut ensuite faire un changement de repère pour déterminer l’effort généré par chaque portion de pale dans la direction circonférentielle (cet effort entraînant la rotation de la pale) et l’effort généré par la portion de pale dans la direction orthogonale au plan du rotor (cet effort générant une poussée sur la pale et sur le rotor). A partir des efforts dans la direction circonférentielle et dans la direction orthogonale au plan du rotor des différentes portions de pale des différentes pales, on peut alors déterminer le couple appliqué au rotor (à partir des efforts dans la direction circonférentielle et de la position radiale de chaque portion de pale) et l’effort de poussée (somme des efforts dans la direction orthogonale au plan du rotor des différentes portions de pale des différentes pales) appliqué sur la structure. On peut également déterminer la puissance aérodynamique (la puissance aérodynamique est généralement supérieure à la puissance réelle fournie par la génératrice en raison des pertes) en sommant le produit de l’effort de chaque portion de pale dans la direction circonférentielle par la vitesse de la portion de pale (elle-même étant le produit de la vitesse de rotation du rotor par la position radiale de la portion de pale). Le procédé de l’invention comprend de préférence au moins un modèle aéro-servo-élastique de l’éolienne, qui inclut les propriétés élastiques et aérodynamiques du modèle de rotor et au moins un modèle de contrôleur pour contrôler l’inclinaison des pales et le couple de la génératrice en fonction de la vitesse du vent (et d’éventuels autres paramètres). Autrement dit, le procédé de l’invention comprend un modèle aéro-servo-élastique de l’éolienne comprenant au moins un modèle de rotor (parties « aéro » et « élastique ») et un modèle de contrôleur (partie « servo ») et on calibre au moins le modèle de rotor. Le modèle de l’éolienne peut également comprendre une partie hydrodynamique (partie « hydro »), c’est-à-dire un modèle hydrodynamique lorsque l’éolienne est offshore, et plus particulièrement lorsqu’elle est flottante. Dans ce cas, le modèle de l’éolienne est un modèle aéro-servo-hydro-élastique. Le procédé de calibration est basé sur des mesures effectuées sur l’éolienne et sur des courbes d’entrée de coefficient de portance et de traînée de chaque portion de pale et de courbes d’entrée de coefficients de puissance et de poussée du rotor en fonction de la vitesse du vent. En effet, chaque portion de pales est définie par une géométrie qui impacte directement le coefficient de portance et le coefficient de traînée de chaque portion. Les courbes d’entrée de puissance et de poussée du rotor en fonction de la vitesse du vent sont généralement fournies par le constructeur de l’éolienne et correspondent plus ou moins à des courbes théoriques ou des courbes du rotor à l’état « neuf ». En effet, le temps peut altérer le profil aérodynamique des portions de pales, ce qui peut altérer les coefficients de portance et de traînée, et donc les coefficients de puissance et de poussée du rotor. Les mesures comprennent au moins la vitesse du vent, l’angle d’orientation des pales et la vitesse de rotation au cours du temps. Ainsi, à chaque instant, on peut relier une vitesse de vent à l’angle d’orientation des pales et à la vitesse de rotation au même instant. Les mesures peuvent être réalisées par différents moyens d’acquisition (aussi appelés moyens de mesure), par exemple un anémomètre ou un capteur LIDAR (pour « Light and Detection And Ranging » en anglais signifiant lumière, détection et télémétrie) pour la mesure de vitesse, un capteur de mesure d’angle pour l’angle d’orientation des pales et un capteur de mesure de la vitesse de rotation. Dans la présente description, sauf indication contraire, la vitesse de rotation désigne la vitesse de rotation du rotor. La vitesse de rotation de la génératrice est liée à la vitesse de rotation du rotor en fonction d’un rapport de réduction du réducteur (lorsque l’éolienne ne comprend pas de réducteur, la vitesse de rotation du rotor correspond à la vitesse de rotation de la génératrice). De préférence, les mesures peuvent être des mesures moyennées sur une certaine durée prédéterminée, par exemple sur 10 minutes. Les mesures peuvent notamment être issues du SCADA (pour « Supervisory, Control And Data Acquisition » en anglais signifiant système, de contrôle de surveillance et d’acquisition de données) de l’éolienne réelle. Selon une variante de l’invention, le procédé de calibration peut comprendre une étape préalable de mesures de données sur l’éolienne (réelle), les mesures comprenant au moins la vitesse du vent, l’angle d’orientation des pales, la vitesse de rotation au cours du temps, les mesures pouvant être obtenues par différents moyens de mesure, comme un anémomètre, un capteur LIDAR, un capteur d’angle, un capteur de position angulaire etc. L’angle d’orientation des pales traduit l’inclinaison des pales face au vent arrivant sur l’éolienne. En effet, en fonction de cet angle d’orientation, on peut capter plus ou moins d’énergie du vent. Cet angle d’orientation des pales est contrôlé par un moyen d’orientation des pales. Par exemple, lorsque le vent est trop fort, en cas de tempête par exemple, on peut orienter les pales de manière à ce qu’elles récupèrent le moins d’énergie possible, ce qui permet d’éviter un endommagement de l’éolienne. Alternativement, les mesures peuvent être des mesures instantanées. Selon le procédé de l’invention, on réalise au moins les étapes suivantes : a) à partir des mesures effectuées, on associe , à des valeurs prédéterminées de vitesses de vent : - un rapport de vitesse λ défini par avec la vitesse de rotation du rotor, R le rayon du rotor et la vitesse de vent ; - et un angle d’orientation des pales. Pour associer les valeurs prédéterminées de vitesses de vent, chacune à un rapport de vitesse et à un angle d’orientation des pales, on tient compte des instants des mesures éventuellement différents entre les différents moyens d’acquisition, de manière à ce que les associations relient la vitesse de vent, la vitesse de rotation et l’angle d’inclinaison des pales au même instant. Ainsi, à partir des mesures, on peut définir un couple formé par le rapport de vitesse et l’angle d’inclinaison des pales pour chaque vitesse de vent. Ce couple traduit un fonctionnement mesuré de l’éolienne en fonction de la vitesse de vent. Dans le sens de l’invention, on appelle « rapport de vitesse » le rapport entre la vitesse de la pale au niveau de l’extrémité externe de pale et la vitesse du vent arrivant sur la pale. La vitesse de la pale au niveau de l’extrémité externe de pale est le produit de la vitesse de rotation (du rotor) et du rayon du rotor. Ce rapport de vitesse est connu sous le nom de TSR, pour « Tip Speed Ratio » en anglais, signifiant rapport de vitesse de pointe. Ce rapport de vitesse (TSR) est un paramètre dimensionnant de l’éolienne et bien connu de l’homme du métier. Il peut être déterminé à partir de données mesurées comme c’est le cas du rapport de vitesse associé défini à l’étape a) ou bien être défini autrement, notamment à partir d’équations pour optimiser le modèle ou les performances de l’éolienne. b) on construit des courbes modificatives des coefficients de portance et de traînée de chaque portion de pales à partir des courbes d’entrée des coefficients de portance et de traînée de chaque portion de pales et de jeux de paramètres de modifications. En effet, la demanderesse a pu constater que, généralement, l’application de la méthode BEM aux courbes d’entrée de portance et de traînée pour reconstruire des deuxièmes courbes de coefficients de puissance et de poussée ne permet pas de retrouver exactement les courbes d’entrée des coefficients de puissance et de poussée, ce qui génère des imprécisions dans les prédictions du modèle. Les deuxièmes courbes diffèrent généralement des courbes d’entrée. On peut au contraire observer des écarts sensiblement importants sur l’une et/ou l’autre des deuxièmes courbes de puissance et de poussée, comparativement aux courbes d’entrée respectives. Puis on détermine, à partir des courbes modificatives des coefficients de portance et de traînée et pour chaque jeu de paramètres de modifications, des cartographies de coefficients de puissance et de coefficient de poussée en fonction du rapport de vitesse et de l’angle d’orientation des pales, par exemple avec la méthode BEM. On entend par « cartographie », une représentation (une carte) de l’évolution d’un paramètre (le coefficient de puissance ou le coefficient de poussée par exemple) en fonction de deux paramètres (dans notre cas, en fonction du rapport de vitesse et de l’angle d’orientation des pales). Sur cette représentation, on peut donc avoir en abscisse le rapport de vitesse et en ordonnée l’angle d’orientation des pales (ou inversement en ordonnée le rapport de vitesse et en abscisse l’angle d’orientation des pales) et au point correspond à l’ordonnée et l’abscisse la valeur de paramètre (le coefficient de puissance ou le coefficient de poussée) : on peut par exemple représenter les différentes valeurs des coefficients de puissance ou de poussée sur la représentation par des courbes à iso valeurs. L’utilisation de jeux de paramètres de modifications permet de tester différents types de modifications pour la suite. c) pour chaque couple de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales associés à une desdites valeurs prédéterminées de vitesses de vent, et pour chaque jeu de paramètres de modifications, on détermine un coefficient de puissance et un coefficient de poussée à partir des cartographies de coefficient de puissance et de coefficient de poussée de manière à générer des courbes comparatives de coefficient de puissance et de poussée en fonction de la vitesse de vent. En construisant ces courbes modificatives de portance et de traînée, on cherche à légèrement modifier les courbes d’entrée de portance et de traînée de chaque portion de pale, pour générer différentes courbes comparatives de coefficient de puissance et de poussée, c’est-à-dire reconstruire des courbes de coefficient de puissance et de poussées plus proches des courbes d’entrée respectives. Tester différents jeux de paramètres permet de tester différentes configurations. La construction des courbes modificatives à partir des jeux de paramètres de modifications est très utile car elle permet d’améliorer la précision des courbes comparatives des coefficients de puissance et de poussée aux courbes d’entrées respectives, à partir de données mesurées sur l’éolienne. Cette construction permet donc d’améliorer la précision du modèle et le cas échéant, d’améliorer le contrôle de l’éolienne, lorsque le contrôle (l’asservissement) est basé sur les données de sortie de ce modèle. d) on retient (on détermine ou on définit) comme paramètres définitifs de modification, les jeux de paramètres de modification permettant de minimiser la fonction suivante : où p représente les jeux de paramètres de modification, est une première fonction de pondération dépendant de la vitesse de vent pour pondérer la confiance que l’on a en en fonction de la vitesse du vent, est une deuxième fonction de pondération dépendant de la vitesse de vent pour pondérer la confiance que l’on a en en fonction de la vitesse du vent, est un premier coefficient de pondération pour pondérer l’écart de à par rapport à l’écart de à , correspond à chacune desdites valeurs prédéterminées de vitesse de vent, N est le nombre de valeurs prédéterminées de vitesse de vent, la courbe comparative de coefficient de puissance obtenue en c), la courbe comparative de coefficient de poussée obtenue en c), la courbe d’entrée de coefficient de puissance et la courbe d’entrée de coefficient de poussée. De préférence, la deuxième fonction de pondération pour pondérer peut-être constante en fonction de la vitesse du vent et égale à 1 quelle que soit la vitesse du vent. En d’autres termes, dans ce cas, il n’y a pas de pondération de en fonction de la vitesse du vent. En effet, en recherchant le jeu de paramètres de modifications permettant de minimiser la fonction J(p), on minimise en fait les écarts entre les courbes d’entrée et les courbes comparatives respectivement des coefficients de puissance et de poussée. Les paramètres définitifs de modifications permettent ainsi de minimiser les écarts et par conséquent de trouver les courbes modificatives de puissance et de poussée les plus proches des courbes d’entrée respectives. e) on calibre les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor, les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor comprenant : - les courbes calibrées de coefficients de portance et de trainée correspondant aux courbes modificatives des coefficients de portance et de traînée de chaque portion de pale obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications, et/ou - les courbes calibrées de coefficients de puissance et de poussée correspondant aux courbes comparatives de coefficients de puissance et de poussée obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications ; - et de préférence les cartographies calibrées des coefficients de puissance et de poussée correspondant aux cartographies des coefficients de puissance et de poussée obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications. En d’autres termes, les paramètres définitifs de modifications déterminés à l’étape d) permettent de retenir les courbes modificatives de portance et de traînée, les courbes comparatives de puissance et de poussée et/ou les cartographies des coefficients de puissance et de poussée qui deviennent des courbes calibrées et des cartographies calibrées. L’utilisation des courbes modificatives de portance et de traînée, sur chaque portion de pale, permet ainsi d’améliorer la précision des courbes et cartographies calibrées des courbes d’entrée. Ainsi, on peut améliorer le modèle tout en limitant les mesures réalisées sur l’éolienne. Le modèle de rotor obtenu représente plus précisément le rotor de l’éolienne réelle grâce à la calibration des caractéristiques aérodynamiques. Ce modèle calibré peut être utilisé pour déterminer l’état de fatigue des composants de l’éolienne réelle, l’évolution des performances ou pour adapter le contrôle de l’éolienne réelle afin d’améliorer les performances, et la prévision des actions de maintenance. Le procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor peut notamment être mis en œuvre par des moyens informatiques, tel qu’un ordinateur ou un serveur. Grâce au procédé, on peut alors prévoir les actions de maintenance sur l’éolienne réelle, modifier le contrôle de l’éolienne réelle (c’est-à-dire son asservissement), ou déterminer l’état de fatigue de différents composants de l’éolienne réelle, de manière plus précise. En d’autres termes, le procédé peut être utilisé pour déterminer les actions de maintenance, modifier le contrôle de l’éolienne réelle ou déterminer l’état de fatigue de ses composants. Le procédé peut également comprendre une étape de maintenance de l’éolienne réelle, et/ou une étape de modification de contrôle de l’éolienne réelle en fonction des données de sortie du modèle calibré à partir des mesures sur l’éolienne réelle. La FIG. 1 illustre, de manière schématique et non limitative, une première variante du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. Le procédé a pour données d’entrée : Des mesures Mes de vitesse de rotation, de vitesse de vent et d’angle d’orientation des pales mesurées sur l’éolienne, Des courbes d’entrée de coefficient de portance C0_port et de coefficient de traînée C0_train de chaque portion de pale ; Des courbes d’entrée des coefficients de puissance C0_P et de poussée C0_T de l’éolienne. Les courbes d’entrée des coefficients de puissance C0_P et de poussée C0_T sont généralement fournies par le constructeur de l’éolienne. Les courbes d’entrée des coefficients de portance C0_port et de traînée C0_train de chaque portion de pale peuvent être fournies par le constructeur de l’éolienne ou construites par scan des pales ou par des simulations numériques, par exemple en CFD (CFD pour « Computational Fluid Dynamics » en anglais signifiant dynamique des fluides numérique) à partir des géométries des portions de pales, notamment des profils aérodynamiques des portions de pales. A partir des mesures Mes, on associe des données Mes-ass qui comprennent un rapport de vitesse et un angle d’orientation des pales. Cela traduit le fonctionnement de l’éolienne (le contrôle appliqué à l’éolienne) en fonction de la vitesse de vent mesurée. On construit Cons des courbes modificatives de coefficient de portance C1_port et de coefficient de traînée C1_train, basées sur les courbes d’entrée des coefficients de portance C0_port et de traînée C0_train et de jeux Jp de paramètres de modifications. Ces courbes modificatives de coefficient de portance C1_port et de coefficient de traînée C1_train sont ensuite utilisées pour déterminer Det1 des cartographies des coefficients de puissance Cart_P et de poussée Cart_T. On peut par exemple appliquer la méthode BEM pour ce faire. Les cartographies donnent des valeurs de coefficients de puissance ou de poussée en fonction d’une part du rapport de vitesse et d’autre part de l’angle d’orientation des pales qui sont deux paramètres de contrôle de l’éolienne. A partir des cartographies ainsi déterminées, on peut établir Det2 des courbes comparatives de puissance C1_P et de poussée C1_T dépendante de la vitesse de vent. Ces courbes dépendent donc des choix de contrôle du rapport de vitesse et de l’angle d’orientation des pales réellement appliqués pour chaque vitesse de vent. On cherche ensuite à minimiser Opt1 l’écart entre les courbes comparatives de puissance C1_P et de poussée C1_T et les courbes d’entrée C0_P et C0_T en fonction des jeux de paramètres de modifications Jp. On retient enfin le jeu de paramètres de modifications minimisant ces écarts que l’on définit comme les paramètres définitifs de modifications Jp_opt. Lorsque ces paramètres définitifs de modifications Jp_opt sont définis, on peut calibrer les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor comme correspondants aux courbes et cartographies calibrées suivantes : - les courbes calibrées de coefficients de portance Cc_port et de trainée Cc_train de chaque portion de pale correspondent aux courbes modificatives des coefficients de portance C1_port et de traînée C1_train de chaque portion de pale obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications Jp_opt, et/ou - les courbes calibrées de coefficients de puissance Cc_P et de poussée Cc_T correspondant aux courbes comparatives de coefficients de puissance C1_P et de poussée C1_T obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications Jp_opt ; - et de préférence les cartographies calibrées des coefficients de puissance Cart_c_P et de poussée Cart_c_T correspondant aux cartographies des coefficients de puissance Cart_P et de poussée Cart_T obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications Jp_opt. De préférence, avant l’étape a), on peut déterminer des cartographies d’entrée de coefficient de puissance et de coefficient de poussée de l’éolienne en fonction du rapport de vitesse et en fonction de l’angle d’orientation des pales à partir des courbes d’entrée de coefficient de portance et de traînée de chaque portion de pale. En effet, grâce à la méthode BEM, on peut établir ces cartographies directement à partir des courbes d’entrée de coefficient de portance et de traînée des portions de pale et ce pour différentes valeurs de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales (aussi appelé angle d’inclinaison des pales). Avantageusement, entre l’étape a) et l’étape b), pour chaque couple de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales associés à une desdites valeurs prédéterminées de vitesses de vent, on peut déterminer un coefficient de puissance et un coefficient de poussée à partir des cartographies d’entrée de coefficient de puissance et de coefficient de poussée de manière à générer des premières courbes comparatives de coefficient de puissance et de poussée en fonction de la vitesse de vent et on peut appliquer les étapes suivantes du procédé uniquement si l’écart entre les premières courbes comparatives et les courbes d’entrée correspondantes (c’est-à-dire des coefficients de puissance ou de poussée) est supérieur à un seuil prédéterminé. Cette configuration est avantageuse car si l’écart entre chaque comparaison de courbes est inférieur au seuil prédéterminé, on peut s’affranchir des étapes de construction des courbes modificatives car on considère alors que les courbes d’entrée des coefficients de portance et de traînée sont suffisamment précises et fiables. A l’inverse, si au moins un écart entre chaque comparaison de courbes dépasse le seuil prédéterminé, on considère que l’écart est significatif et on peut modifier les courbes de portance et de traînée pour améliorer la précision du modèle. La FIG. 2 illustre, de manière schématique et non limitative, une deuxième variante du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. Les références identiques à celles de la FIG. 1 correspondent aux mêmes éléments et ne seront pas redétaillées. La FIG. 2 diffère de la FIG. 1 en ce qu’à partir des courbes d’entrées des coefficients de portance C0_port et de traînée C0_train de chaque portion de pale, on détermine C_ent des cartographies d’entrée des coefficients de puissance Cart_E_P et de poussée Cart_E_T dépendant du rapport de vitesse et de l’angle d’orientation des pales. Puis, à partir de ces cartographies, on détermine Det3 les premières courbes comparatives de coefficients de puissance C11_P et de poussée C11_T dépendante de la vitesse de vent. On compare Comp alors ces premières courbes comparatives de coefficients de puissance C11_P et de poussée C11_T respectivement aux courbes d’entrée de coefficients de puissance C0_P et de poussée C0_T et on construit Cons des courbes modificatives de coefficient de portance C1_port et de traînée C1_train seulement si l’une au moins de ces comparaisons dépasse un seuil prédéterminé. Selon une configuration de l’invention, à l’étape a), on peut découper une plage (c’est-à-dire une gamme) de vitesses de vent en sous-plages, chaque sous-plage étant comprise entre une vitesse minimale et une vitesse maximale, chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent correspondant à la vitesse moyenne des vitesses de vent mesurées dans la sous-plage concernée, chaque rapport de vitesse associé correspondant à la moyenne des rapports de vitesse calculés à partir des vitesses de vent et de vitesses de rotation mesurées dans la sous-plage concernée et chaque angle d’orientation des pales associé correspondant à la moyenne des angles d’orientation des pales mesurés pour les vitesses de vent dans la sous-plage concernée. Par exemple, chaque sous-plage peut être considérée comme un intervalle V i de vitesses de vent, pour lequel v i est la vitesse minimale et v i+1 est la vitesse maximale de l’intervalle considéré, soit , i variant de 1 à N-1, N étant le nombre de valeurs prédéterminées de vitesses de vent. Pour chaque intervalle V i de vitesses de vent, on estime le rapport de vitesse , la vitesse de vent et l’angle d’orientation des pales comme suit : Où sont les index des mesures réalisées sur l’éolienne dont la vitesse du vent moyenne est comprise dans l’intervalle , , et sont respectivement les vitesses de rotation du rotor, les vitesses de vent et angles d’orientation des pales mesurées dans l’intervalle concerné, Np est le nombre de mesures réalisées dans l’intervalle concerné et R est le rayon du rotor. En d’autres termes, le rapport de vitesse , la vitesse de vent et l’angle d’orientation des pales correspondent à la moyenne des rapports de vitesse mesurés, à la moyenne des vitesses de vent mesurées, et à la moyenne des angles d’orientation des pales mesurées dans chaque intervalle. Ces données permettent d’avoir une trajectoire de rapport de vitesse et angle d’orientation des pales à partir des données mesurées sur l’éolienne. En projetant cette nouvelle trajectoire sur les cartographies des coefficients de puissance et de poussée, des courbes comparatives des coefficients de puissance et de poussée sont obtenues et ces courbes comparatives sont généralement sensiblement différentes des courbes d’entrée des coefficients de puissance et de poussée fournis par le constructeur. Selon une mise en œuvre du procédé selon l’invention, à l’étape b), on peut réaliser les sous-étapes suivantes pour chaque portion de pale : b1) on peut identifier l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance, de préférence en calculant la dérivée seconde de la courbe d’entrée du coefficient de portance et en prenant, comme angle de décrochage, l’angle d’attaque positif le plus petit permettant d’annuler la dérivée seconde ; b2) on peut décaler la valeur de l’angle de décrochage, par exemple d’un premier pas prédéterminé, puis on peut construire la courbe modificative de coefficient de portance de manière à ce que la pente avant l’angle de décrochage soit identique à celle de la courbe d’entrée de coefficient de portance, puis ; b3) on peut construire la courbe modificative du coefficient de traînée en décalant la courbe d’entrée du coefficient de traînée, par exemple d’un deuxième pas prédéterminé, autour d’une valeur prédéterminée, de préférence autour de la moitié de l’angle de décrochage. L’angle de décrochage correspond à l’angle d’attaque à partir duquel le coefficient de portance chute : il traduit donc une perte de portance. Cette perte de portance génère un décrochage aérodynamique, c’est-à-dire que l’air entourant la pale ne suit plus le profil de la pale, ce qui génère de fortes instabilités, générant la perte de portance. Cette mise en œuvre est particulièrement avantageuse. En effet, l’angle de décrochage est un paramètre très influent des courbes de coefficient de portance. De plus, cet angle de décrochage peut être imprécis. En effet, sa valeur peut être modifiée en fonction de l’état de la portion de pale (propre ou sale, présence de rayures ou autres par exemple). Tester différents décalages de l’angle de décrochage peut donc permettre de modifier la courbe d’entrée de coefficient de portance de manière pertinente, en conservant globalement les autres paramètres de la courbe. De plus, conserver la pente en amont de l’angle de décrochage est pertinent car cette pente est très influente sur les courbes et sur les cartographies de coefficients de puissance et de poussée et car cette pente évolue peu dans le temps de service de l’éolienne. En outre, en modifiant la courbe de traînée autour d’une valeur prédéterminée, on peut modifier la partie la plus sensible de la courbe, par exemple, la partie de la courbe dans la plage principale de fonctionnement. La moitié de l’angle de décrochage est une valeur particulièrement pertinente car généralement, on fait fonctionner les pales à un angle d’attaque compris entre 0° et l’angle de décrochage. La FIG. 3 illustre, de manière schématique et non limitative, une étape de construction des courbes modificatives de portance et de traînée du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’une éolienne selon l’invention. A partir de chaque courbe d’entrée de coefficient de portance C0_port (de chaque portion de pale), on identifie Id un angle de décrochage Ang_d à partir duquel, on construit Cons2 des courbes modificatives du coefficient de portance C1_port (de la portion de pale concernée), chaque courbe modificative du coefficient de portance C1_port dépendant d’un jeu Jp de paramètres de modifications. A partir de chaque courbe d’entrée du coefficient de traînée C0_train et de l’angle de décrochage Ang_d déterminé, on peut construire Cons3 des courbes modificatives du coefficient de traînée C1_train, par exemple en décalant la courbe d’entrée C0_train autour d’une valeur prédéterminée correspondant de préférence à la moitié de l’angle de décrochage Ang_d. On peut également utiliser les courbes d’entrée des coefficients de puissance C0_P et de poussée C0_T si nécessaire pour aider à ces constructions. Avantageusement, à l’étape b2), on peut décaler la valeur de l’angle de décrochage, par exemple d’un premier pas prédéterminé, en appliquant la première transformation suivante : α étant l’angle d’attaque du vent sur la portion de pale, étant la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant une courbe modifiée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant la première transformation appliquée à l’angle de décrochage, étant l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, k et sont des premier et deuxième paramètres parmi lesdits paramètres de modifications. Le premier paramètre k correspond au premier pas prédéterminé, c’est-à-dire à la valeur de décalage de l’angle de décrochage. Si le premier paramètre k est négatif, l’angle de décrochage issu de la première transformation est inférieur à l’angle de décrochage de la courbe d’entrée ; à l’inverse, si le premier paramètre k est positif, l’angle de décrochage issu de la première transformation est supérieur à l’angle de décrochage de la courbe d’entrée. Le deuxième paramètre représente l’amplitude sur laquelle les angles d’attaque sont modifiés (pour s’adapter au décalage de l’angle de décrochage). Par cette première transformation, on décale donc l’angle de décrochage de chaque courbe de portance (de chaque portion de pale) et on modifie légèrement la courbe autour de la valeur de l’angle de décrochage décalée pour s’y adapter. La FIG. 8 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de première transformation de la courbe de coefficient de portance d’une portion de pale. Les courbes illustrent l’évolution du coefficient de portance C_port en fonction de l’angle d’attaque Alpha de la portion de pale. On identifie, sur la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée C0_port, l’angle de décrochage Ang_d. Pour construire la courbe modifiée C0_mod_port du coefficient de portance, on décale la position de l’angle de décrochage initiale à la valeur modifiée Ang_d2 et on modifie la courbe seulement autour de cette valeur de manière que la courbe modifiée de coefficient de portance C0_mod_port ne soit modifiée qu’aux alentours de l’angle de décrochage Ang_d. On note que lors de cette transformation, la pente de la courbe modifiée de coefficient de portance C0_mod_port en amont de l’angle de décrochage Ang_d2 diffère de la pente de la courbe d’entrée de coefficient de portance C0_port en amont de l’angle de décrochage Ang_d. De préférence, une fois qu’on a décalé la valeur de l’angle de décrochage de chaque portion de pale, on peut appliquer la deuxième transformation suivante : si k>0, si k α étant l’angle d’attaque du vent sur la portion de pale, étant la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant la courbe modifiée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant la courbe modificative du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant l’angle de décrochage de la courbe modifiée du coefficient de portance de la portion de pale concernée, étant un troisième paramètre parmi lesdits paramètres de modifications. Cette deuxième transformation permet de conserver la pente avant l’angle de décrochage qu’avait la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée. En effet, cette pente est très influente et très dépendante du profil aérodynamique de la portion de pale concernée. Cette deuxième transformation, en conservant la pente et en tenant compte du décalage de l’angle de décrochage, modifie donc la valeur du coefficient de portance au niveau de l’angle de décalage modifié. La FIG. 9 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de deuxième transformation de la courbe de coefficient de portance d’une portion de pale. Les courbes illustrent l’évolution du coefficient de portance C_port en fonction de l’angle d’attaque Alpha de la portion de pale. On identifie, sur la courbe d’entrée du coefficient de portance de la portion de pale concernée C0_port, l’angle de décrochage Ang_d. La courbe modifiée C0_mod_port du coefficient de portance est celle de la FIG. 8 et elle est obtenue comme sur la FIG. 8 . Pour retrouver la pente en amont de l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance C0_port, on réalise une deuxième transformation où on applique cette pente, ce qui a pour effet de modifier la valeur du coefficient de portance au niveau de l'angle de décrochage modifié Ang_d2. La courbe issue de cette deuxième transformation correspond à la courbe modificative de coefficient de portance C1_port. Selon un aspect de l’invention, on peut déterminer le premier paramètre k de chaque portion de pale de la manière suivante : étant une première grandeur prédéfinie, est l’épaisseur minimale des différentes portions de pales au niveau du bord de fuite, est l’épaisseur de la pale au niveau du bord de fuite de la portion de pale s considérée. Ainsi, on peut définir les différents premiers paramètres k des différentes portions de pales en fonction d’une unique première grandeur prédéfinie , ce qui permet de limiter le nombre de paramètres pour l’étape d’optimisation. De plus, le long de la pale de l’intérieur vers l’extérieur (par rapport à l’axe de rotation), les dimensions des portions de pales tendent à diminuer. En d’autres termes, les portions de pales s’affinent le long de la direction radiale de l’intérieur vers l’extérieur. Cela entraîne une incertitude plus importance sur les propriétés aérodynamiques en bout de pale (à l’extrémité externe). La FIG. 11 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple d’application de la détermination du premier paramètre k à partir de la formule ci-dessus. En fonction de la position radiale R_portion, de la portion de pale, le premier paramètre k est déterminé, ce qui limite le nombre de paramètres pour l’étape d’optimisation. La FIG. 4 illustre, de manière schématique et non limitative, une variante de construction de la courbe modificative de coefficient de portance du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor de l’éolienne selon l’invention. A partir de chaque courbe d’entrée de coefficient de portance C0_port, pour chaque portion de pale, on identifie Id l’angle de décrochage Ang_d. Pour construire Cons2 chaque courbe modificative de coefficient de portance C1_port de chaque portion de pale, on réalise une première transformation T1 où on décale l’angle de décrochage Ang_d à une valeur d’angle de décrochage modifiée Ang_d2. Puis on applique une deuxième transformation T2 dépendant à la fois de l’angle de décrochage Ang_d initial (celui de la courbe d’entrée) et de l’angle de décrochage modifié Ang_d2. Par exemple, cette deuxième transformation T2 peut consister à conserver la pente en amont de l’angle de décrochage initial Ang_d pour maintenir les réponses aérodynamiques du modèle de rotor. A d’issue de la deuxième transformation T2, on obtient ainsi la courbe modificative de coefficient de portance de chaque portion de pale C1_port. Avantageusement, à l’étape b3), on peut appliquer la troisième transformation suivante : avec la courbe d’entrée du coefficient de traînée de la portion de pale concernée, la courbe modificative du coefficient de traînée de la portion de pale concernée, la troisième transformation, étant l’angle de décrochage de la courbe modificative du coefficient de portance de la portion de pale concernée, et des quatrième et cinquième paramètres parmi les paramètres de modifications. Par cette troisième transformation, on décale la courbe du coefficient de traînée, autour de la valeur prédéterminée correspondant à la moitié de l’angle de décrochage modifié (de la courbe modificative) et on adapte la courbe autour de cette valeur prédéterminée. Le quatrième paramètre représente l’amplitude de la troisième transformation, c’est-à-dire l’amplitude du décalage appliqué et le cinquième paramètre représente l’amplitude angulaire sur laquelle la troisième transformation est appliquée. La troisième transformation peut par exemple être liée à la rugosité de la surface de la portion de pale concernée qui peut évoluer dans le temps : par exemple, en fonction de l’usure des pales et/ou du niveau de propreté/saleté accumulée sur cette surface. De préférence, le quatrième paramètre peut être supérieur ou égal à -1 et strictement inférieur à 1. En effet, ces valeurs sont raisonnables pour permettre une troisième transformation réaliste, c’est-à-dire une troisième transformation, pour laquelle les coefficients de traînée restent positifs. La FIG. 10 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de troisième transformation de courbe de coefficient de traînée. Les courbes illustrent l’évolution du coefficient de traînée C_train en fonction de l’angle d’attaque Alpha de la portion de pale. On identifie la courbe d’entrée du coefficient de traînée C0_train de la portion de pale concernée et on construit la courbe modificative du coefficient de traînée C1_train par un décalage de la courbe d’entrée du coefficient de traînée autour d’une valeur prédéterminée (ici autour de la moitié de l’angle de décrochage de la courbe d’entrée du coefficient de portance des figures 8 et 9). Ainsi, on modifie la courbe seulement autour de cette valeur de manière que la courbe modificative de coefficient de traînée C1_train ne soit modifiée qu’aux alentours de cette valeur prédéterminée. On note que sur la courbe modificative de coefficient de traînée C1_train, les coefficients de traînée sont toujours supérieurs ou égaux à zéro : ils sont ainsi réalistes. De préférence, on peut déterminer le quatrième paramètre de chaque portion de pale de la manière suivante : étant une deuxième grandeur prédéfinie, est l’épaisseur minimale des différentes portions de pales au niveau du bord de fuite, est l’épaisseur de la pale au niveau du bord de fuite de la portion de pale s considérée. Ainsi, on peut définir les différents quatrièmes paramètres des différentes portions de pales en fonction d’une unique deuxième grandeur prédéfinie , ce qui permet de limiter le nombre de paramètres pour l’étape d’optimisation. De plus, le long de la pale de l’intérieur vers l’extérieur (par rapport à l’axe de rotation), les dimensions des portions de pales tendent à diminuer. En d’autres termes, les portions de pales s’affinent le long de la direction radiale de l’intérieur vers l’extérieur. Cela entraîne une incertitude plus importante sur les propriétés aérodynamiques en bout de pale (à l’extrémité externe). De manière à encore faciliter l’étape d’optimisation, on peut chercher à réduire le nombre de paramètres. Pour ce faire, on peut définir que les deuxième, troisième et cinquième paramètres , et sont identiques pour toutes les portions de pale, ce qui permet de limiter ce nombre de grandeurs de l’optimisation à trois seulement : un pour le deuxième paramètre, un pour le troisième paramètre et un pour le cinquième paramètre, au lieu de trois paramètres pour chaque portion de pale, ce qui multiplie grandement le nombre de grandeurs à rechercher dans l’optimisation. Selon une mise en œuvre avantageuse du procédé de l’invention, à l’étape d), on peut réaliser le changement de variable suivant : où sont des vecteurs de valeurs prédéfinies, et est le vecteur de paramètres à optimiser. Chaque vecteur p comprend plusieurs paramètres de modifications, par exemple, lesdits premiers, deuxièmes paramètres de la première transformation, ledit troisième paramètre de la deuxième transformation, ainsi que lesdites première et deuxième grandeurs prédéfinies. Les valeurs du vecteur b correspondent aux valeurs moyennes de la plage de valeurs considérées pour chaque paramètre de modification et les valeurs du vecteur a correspondent aux écarts admissibles autour des valeurs moyennes (valeurs du vecteur b) de chaque paramètre de modification. Les valeurs des vecteurs a et b sont donc prédéterminées en fonction des valeurs acceptables que l’on souhaite considérer pour chaque paramètre de modification. Le problème de minimisation de l’étape d) consiste alors à trouver les valeurs du vecteur x. Le changement de variable ainsi réalisé permet de s’affranchir des contraintes d’inégalités qu’on pourrait ajouter au problème de minimisation de la fonction J(p), les contraintes d’inégalités encadrant alors les plages acceptables de chaque paramètre de modification. Remplacer les contraintes d’inégalités par le changement de variable permet de faciliter la résolution du problème d’optimisation. L’invention concerne également un procédé de calibration d’un modèle d’éolienne représentatif d’une éolienne réelle, c’est-à-dire réellement construite à un emplacement donné, le modèle d’éolienne comprenant un modèle de contrôleur et le modèle de rotor déjà décrit dans lequel on applique le procédé de calibration du modèle de rotor selon l’une des variantes ou combinaisons de variantes décrites précédemment. Puis, dans ce procédé, on réalise au moins les étapes suivantes : 1) pour chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent, on détermine les valeurs de rapport de vitesse définitif et d’angle d’orientation des pales définitif, comme les solutions du problème de minimisation suivant : avec la cartographie calibrée de coefficient de puissance de l’éolienne, la cartographie calibrée de coefficient de poussée de l’éolienne, les valeurs prédéterminées de vitesse de vent, N étant le nombre de valeurs prédéterminées de vitesse de vent, étant la courbe calibrée de coefficient de puissance, étant la courbe calibrée de coefficient de poussée, l’angle d’inclinaison des pales à la vitesse de vent ; étant le rapport de vitesse à la vitesse de vent ; étant l’angle d’orientation associé à la vitesse de vent à l’étape a) ; étant le rapport de vitesse associé à la vitesse de vent à l’étape a), , et étant des deuxièmes coefficients de pondérations ; 2) on calibre le modèle de contrôleur pour qu’à chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent, le modèle de contrôleur associe le rapport de vitesse définitif et/ou l’angle d’orientation des pales définitif et de préférence, il contrôle l’éolienne (réelle) avec le rapport de vitesse définitif et/ou l’angle d’orientation des pales définitif. En d’autres termes, on asservit l’éolienne grâce au rapport de vitesse définitif et/ou à l’angle d’orientation des pales définitif. En effet, malgré la calibration des caractéristiques aérodynamiques, il se peut que les courbes calibrées des coefficients de puissance et de poussée ne correspondent pas totalement aux courbes d’entrée des coefficients de puissance et de poussée (généralement fournies par le fabricant de l’éolienne). La calibration du modèle de contrôleur permet alors d’opérer de nouvelles modifications pour s’approcher encore plus finement des données du constructeur. En effet, le modèle de contrôleur souvent implémenté dans les modèles de type « jumeau numérique » est un contrôleur standardisé (générique) car les fabricants d’éolienne ne fournissent généralement pas les détails du contrôleur aux exploitants. Or, un modèle de contrôleur correct permet d’améliorer la précision du modèle d’une part et d’améliorer l’asservissement de l’éolienne réelle lorsqu’on cherche à contrôler l’éolienne réelle à partir des données de sortie du modèle. L’utilisation des mesures réalisées sur l’éolienne permettent de modifier le contrôleur standard initialement dans le modèle, pour l’améliorer par rapport aux données mesurées. Les mesures permettent donc d’améliorer la précision du modèle. De plus, dans le problème de minimisation ci-dessus, on cherche à vérifier l’écart entre les solutions trouvées au rapport de vitesse et à l’angle des pales, par rapport à ces valeurs associées, ces valeurs associées étant issues des mesures in situ sur l’éolienne. L’intégration de ces écarts dans le problème d’optimisation ci-dessus permet de trouver des solutions au plus près des valeurs mesurées, afin d’améliorer la précision du modèle et sa cohérence par rapport à l’éolienne réelle. Ainsi, le modèle de l’éolienne est représentatif de l’éolienne réelle avec une bonne précision, grâce à la calibration des caractéristiques aérodynamiques et à la calibration du modèle de contrôleur. Ce modèle calibré peut être utilisé pour déterminer l’état de fatigue des composants de l’éolienne réelle, l’évolution des performances ou pour adapter le contrôle de l’éolienne réelle afin d’améliorer les performances, et la prévision des actions de maintenance sur l’éolienne réelle. Grâce au procédé, on peut alors prévoir les actions de maintenance sur l’éolienne réelle, modifier le contrôle de l’éolienne réelle (c’est-à-dire son asservissement), ou déterminer l’état de fatigue de différents composants de l’éolienne réelle, de manière plus précise. En d’autres termes, le procédé peut être utilisé pour déterminer les actions de maintenance, modifier le contrôle de l’éolienne réelle ou déterminer l’état de fatigue de ses composants. Le procédé peut également comprendre une étape de maintenance de l’éolienne réelle, et/ou une étape de modification de contrôle de l’éolienne réelle en fonction des données de sortie du modèle calibré à partir des mesures sur l’éolienne réelle. Le procédé de calibration de l’éolienne (du modèle d’éolienne) peut notamment être mis en œuvre par des moyens informatiques, tel qu’un ordinateur ou un serveur. La FIG. 5 illustre, de manière schématique et non limitative, une méthode de calibration du modèle de contrôleur du procédé de calibration d’un modèle d’éolienne selon l’invention. A partir de mesures Mes réalisées sur l’éolienne, on peut associer Ass, à différentes vitesses de vent, un rapport de vitesse et un angle d’orientation des pales. Ainsi, à partir des mesures, on sait qu’à chaque vitesse de vent, l’éolienne associe un couple de données associées Mes-ass qui comprend un rapport de vitesse issu des mesures et un angle d’orientation des pales issu des mesures. A partir de ce couple de données associées Mes-ass, de la courbe calibrée de coefficient de puissance Cc_P, de la courbe calibrée de coefficient de poussée Cc_T et des cartographies calibrées de coefficient de puissance Cart_c_P et de poussée Cart_c_T, on peut chercher les solutions de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales de manière à la fois à limiter les écarts avec les courbes calibrées de coefficient de puissance Cc_P et de poussée Cc_T, et des écarts par rapport aux courbes de données associées Mes-ass issues des mesures. Ainsi, on optimise Opt_Cont les écarts en les minimisant. A la sortie de l’optimisation Opt_Cont, on obtient, pour différentes vitesses de vent, les valeurs optimales de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales qui deviennent alors les rapports de vitesse définitifs Ld et angles des pales définitifs Bd. On peut alors utiliser ces données pour contrôler (asservir) l’éolienne ContInv via le contrôleur. On peut alors contrôler l’angle d’orientation des pales BData sur l’éolienne réelle et/ou le rapport de vitesse LData sur l’éolienne réelle. De préférence, à l’étape 1), on peut contraindre les solutions avec les inéquations suivantes : N étant le nombre de vitesses de vent considérées, étant le rapport de vitesse à la vitesse du vent , avec la vitesse minimale de rotation, la vitesse maximale de rotation. La troisième inéquation permet d’assurer une croissance de la vitesse de rotation du rotor et implicitement une continuité de la trajectoire qui facilite la résolution du problème d’optimisation. Les première et deuxième inéquations permettent de s’assurer que la vitesse de rotation est comprise entre la vitesse minimale de rotation et la vitesse maximale de rotation, pour toutes les vitesses de vent, de manière à assurer les contraintes de la génératrice, notamment dans le cas de génératrice à double induction. De manière avantageuse, l’éolienne peut comprendre une génératrice apte à convertir l’énergie récupérée par le rotor en énergie électrique et de préférence un réducteur avec un rapport de réduction. Le réducteur permet ainsi au rotor de fonctionner à une vitesse de rotation optimale pour la récupération d’énergie et à la génératrice de fonctionner à une vitesse de rotation de génératrice, différente de la vitesse de rotation du rotor. De ce fait, le réducteur est un composant permettant de relier le rotor à la génératrice, par exemple via des arbres de transmission de part et d’autre du réducteur. Dans une telle configuration, les mesures peuvent également comprendre la puissance de la génératrice, et le contrôleur peut comprendre préférentiellement un moyen de contrôle de la génératrice (ou contrôleur de génératrice) et un moyen de contrôle des pales (ou contrôleur des pales). Le moyen de contrôle de la génératrice permet de contrôler la vitesse de rotation de la génératrice (ou du rotor par l’intermédiaire du réducteur et du rapport de réduction) et/ou le couple de la génératrice. Le moyen de contrôle des pales permet de contrôler l’angle d’orientation des pales face au vent. En d’autres termes, il contrôle (asservit) le moteur ou tout équipement analogue, qui positionne les pales plus ou moins face au vent. Selon une mise en œuvre du procédé de l’invention, le moyen de contrôle de la génératrice peut contrôler le couple de la génératrice de l’éolienne par avec la puissance mesurée de la génératrice, le rendement de la génératrice, la vitesse de rotation nominale du rotor, le rapport de réduction du réducteur. Ainsi, on peut assurer la puissance nominale de la génératrice lorsque la vitesse de rotation du rotor est à sa vitesse de rotation nominale. Selon une configuration de l’invention, en dessous d’une vitesse de vent prédéterminée, le moyen de contrôle de la génératrice peut contrôler la vitesse de rotation de manière à avoir le rapport de vitesse définitif. En d’autres termes, à une vitesse de vent donnée, on contrôle (asservit) la génératrice de l’éolienne à une vitesse de rotation de manière à ce que la vitesse de rotation du rotor corresponde au produit du rapport de vitesse définitif et de la vitesse de vent donnée, divisé par le rayon de l’éolienne. De plus, on sait qu’on peut passer de la vitesse de rotation du rotor à celle de la génératrice via le rapport de réduction. Lorsque l’éolienne ne comprend pas de réducteur (par exemple pour une éolienne dite « Direct-drive » , c’est-à-dire pour laquelle la génératrice est liée directement au rotor ou liée au rotor uniquement par un arbre, sans réducteur), on peut prendre un rapport de réduction égal à 1. Dans cette configuration, au-dessous de la vitesse de vent prédéterminée, le moyen de contrôle des pales peut de préférence contrôler (asservir) l’angle d’orientation des pales à l’angle d’orientation des pales définitif. Le moyen de contrôle de la génératrice peut être utilisé simultanément avec le moyen de contrôle des pales ou bien de manière alternée : on peut par exemple faire en sorte que lorsque l’un des deux est actif, l’autre est inactif. La FIG. 7 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de contrôle du couple Tor de la génératrice de l’éolienne en fonction de la vitesse de vent V_vent. Sur la partie I, lorsque la vitesse du vent est inférieure à une vitesse de vent minimale v in , l’éolienne n’est pas en fonctionnement (elle ne produit pas d’électricité). Sur la partie IV, lorsque la vitesse du vent est supérieure à une vitesse de vent maximale v out , l’éolienne n’est pas en fonctionnement (elle ne produit pas d’électricité) : elle peut par exemple tourner au ralenti. Sur la partie II, lorsque la vitesse du vent est comprise entre la vitesse de vent minimale v in et une vitesse de vent prédéterminée nominale v nom , la génératrice est contrôlée en couple. En d’autres termes, le contrôleur (ou le modèle de contrôleur) contrôle le couple de la génératrice et celui-ci est croissant entre un couple minimal T in à la vitesse de vent minimale v in et un couple maximal T nom à la vitesse de vent prédéterminée nominale v nom . Sur la partie III, lorsque la vitesse du vent est comprise entre la vitesse de vent prédéterminée nominale v nom et la vitesse de vent maximale v out , la génératrice maintient le couple maximal T nom et l’éolienne est alors contrôlée par l’angle d’orientation des pales. Selon une variante avantageuse de l’invention, le modèle de contrôleur peut comprendre un moyen de saturation qui sature (on dit qu’il sature « par le bas ») l’angle d’orientation des pales. Pour une vitesse de vent considérée inférieure à la vitesse de vent prédéterminée, le modèle de contrôleur peut envoyer au moyen de saturation l’angle d’orientation des pales définitif pour la vitesse de vent considérée et le moyen de saturation peut alors saturer l’angle d’orientation des pales à cet angle d’orientation des pales définitif (à la vitesse de vent considérée), ce qui permet de respecter cette valeur. Si la vitesse de vent considérée est supérieure à la vitesse de vent prédéterminée, le moyen de contrôle des pales veille à réguler la vitesse de rotation à la vitesse de rotation définitive (c’est-à-dire la vitesse de rotation permettant d’obtenir le rapport de vitesse définitif) qui a pour conséquence d’amener l’angle d’orientation des pales à l’angle des pales définitif et le couple de la génératrice est imposée à sa valeur nominale. Préférentiellement, le modèle de contrôleur peut également comprendre un système de régulation autour de la vitesse de vent prédéterminée : - si le moyen de contrôle de la génératrice est actif, le système de régulation peut alors imposer, fictivement, au moyen de contrôle des pales une information de vitesse de rotation strictement supérieure, de préférence d’un premier écart prédéterminé, à la vitesse de rotation nominale. En d’autres termes, le système de régulation envoie une (fausse) information au moyen de contrôle des pales. En effet, pour la vitesse de vent connue, lorsque la vitesse de rotation est trop élevée, le moyen de contrôle des pales tend à diminuer l’angle d’orientation des pales, jusqu’à sa valeur nulle. Par cette fausse information, on évite de contrôler à la fois le moyen de contrôle des pales et celui de la génératrice ; - si le moyen de contrôle des pales est actif, le système de régulation peut imposer au moyen de contrôle de la génératrice une vitesse de rotation strictement inférieure, de préférence d’un deuxième écart prédéterminé, à la vitesse de rotation nominale. En d’autres termes, le système de régulation envoie une (fausse) information au moyen de contrôle de la génératrice. En effet, pour la vitesse de vent connue, lorsque la vitesse de rotation est trop basse, le moyen de contrôle de la génératrice tend à augmenter la vitesse de rotation et ainsi à saturer le couple de la génératrice à sa valeur maximale. Par cette fausse information, on évite de contrôler à la fois le moyen de contrôle des pales et celui de la génératrice. La FIG. 6 illustre, de manière schématique et non limitative, une variante de la calibration du modèle de contrôleur du procédé de calibration de modèle d’éolienne selon l’invention. Pour contrôler l’éolienne ContInv, le modèle de contrôleur comprend un moyen de contrôle de la génératrice ContG, un moyen de contrôle des pales ContB, un moyen de saturation SatB et un système de régulation Regul. A partir du couple de données associées Mes-ass qui comprend, pour chaque vitesse de vent, un rapport de vitesse issu des mesures et un angle d’orientation des pales issu des mesures, on peut donc contrôler l’angle d’orientation des pales par le contrôleur des pales ContB et/ou on peut contrôler la vitesse de rotation (ou le couple) de la génératrice par le contrôleur de la génératrice ContG. Le moyen de saturation SatB peut saturer (par le bas) l’angle des pales. Le système de régulation Regul peut également servir, au niveau de la vitesse vent prédéterminée, et à son entourage, à éviter que le moyen de contrôle des pales ContB et celui de la génératrice ContG soient actifs de manière simultanée. Pour ce faire, lorsque le moyen de contrôle de la génératrice ContG est actif, le système de régulation Regul peut envoyer une information, volontairement erronée, d’une vitesse de rotation supérieure à la vitesse nominale pour la vitesse de vent donnée. Cela a pour effet de diminuer l’angle d’orientation des pales à la valeur prédéterminée de saturation (on parle de saturation par le bas), ce qui entraîne une inhibition du moyen de contrôle des pales ContB. De la même manière, lorsque le moyen de contrôle des pales ContB est actif, le système de régulation Regul peut envoyer une information, volontairement erronée, d’une vitesse de rotation inférieure à la vitesse nominale pour la vitesse de vent donnée. Cela a pour effet que le couple de la génératrice est à sa valeur maximale. Les flèches en pointillés allant du système de régulation Regul au moyen de contrôle des pales ContB et au moyen de contrôle de la génératrice ContG illustrent les informations volontairement erronées envoyées par le système de régulation Regul. Les données de sortie permettent de contrôler (asservir) l’angle d’orientation des pales BData de l’éolienne et/ou le rapport de vitesse LData de l’éolienne. Selon une mise en œuvre de l’invention, lorsque la vitesse de vent est supérieure à la vitesse de vent prédéterminée, on peut linéariser l’équation du rotor où est le moment d’inertie du rotor, est le rendement du réducteur, est le couple aérodynamique du rotor, λ le rapport de vitesse, β l’angle d’orientation des pales, le rapport de réduction du réducteur et le couple nominal de la génératrice et ω la vitesse de rotation, autour d’une vitesse de vent , conditionnant et et on cherche la solution de . Ainsi, on peut linéariser autour de différentes vitesses de vent pour connaître les dynamiques du système en différents points d’opération et trouver ainsi les paramètres du modèle de contrôleur permettant de bien réguler le système en chacun des points d’opération. Les paramètres du modèle de contrôleur sont alors dits « gain-scheduled » (signifiant gain programmé en anglais), c’est-à-dire qu’ils varient selon un paramètre de réglage (« scheduling » en anglais) qui peut être la vitesse du vent par exemple. L’invention concerne un produit programme d’ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur ou un serveur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé de calibration du modèle d’éolienne selon l’une des variantes ou combinaisons de variantes décrites précédemment ou pour la mise en œuvre du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor d’éolienne selon l’une des variantes ou combinaisons de variantes décrites précédemment, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur, un téléphone portable ou un appareil informatique. Le procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor et le procédé de calibration du modèle d’éolienne peuvent chacun permettre de constituer un jumeau numérique, c’est-à-dire un modèle numérique, représentatif de l’éolienne. Le jumeau numérique peut être en interaction directe avec l’éolienne : il peut recevoir des mesures réalisées sur l’éolienne et/ou il peut envoyer des données pour contrôler l’éolienne (c’est-à-dire pour l’asservir) et/ou améliorer son exploitation. Les procédés de calibration selon l’invention et les modèles en résultant peuvent servir à déterminer l’état de fatigue de différents composants de l’éolienne, à améliorer le contrôle de l’éolienne pour réduire sa fatigue et/ou améliorer ses performances. Il peut également servir à définir les interventions de maintenance et à les programmer dans le temps, en fonction des évolutions des données. Exemples Les figures 12 à 16 illustrent des comparaisons de résultats entre un procédé de l’art antérieur et un procédé de l’invention pour une même éolienne de 6,2 MW. Le procédé de l’art antérieur utilise le simulateur OpenFAST du NREL (« National Renewable Energy Laboratory » pour laboratoire national des énergies renouvelables) décrit dans les documents suivants : - https://github.com/OpenFAST/openfast (accès du 7 mai 2018) ; - Jonkman, J. M. “The New Modularization Framework for the FAST Wind Turbine CAE Tool.” 51st AIAA Aerospace Sciences Meeting including the New Horizons Forum and Aerospace Exposition, 7–10 January 2013, Grapevine (Dallas/Ft. Worth Region), TX [online proceedings]. URL: http://arc.aiaa.org/doi/pdf/10.2514/6.2013-202. AIAA-2013-0202. Reston, VA: American Institute of Aeronautics and Astronautics, January 2013; NREL/CP-5000-57228. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. La FIG. 12 montre des comparaisons de courbes de coefficients de puissance et de poussée de l’éolienne. La courbe de coefficient de poussée issue de l’art antérieur C_T_AA est plus éloignée de la courbe d’entrée de coefficient de poussée C0_T que la courbe calibrée de coefficient de poussée Cc_T du procédé selon l’invention. La courbe de coefficient de puissance issue de l’art antérieur C_P_AA est plus éloignée de la courbe d’entrée de coefficient de puissance C0_P que la courbe calibrée de coefficient de puissance Cc_P du procédé selon l’invention. Cela témoigne de la qualité du procédé selon l’invention à modifier les courbes des coefficients de puissance et de poussée pour se rapprocher des courbes d’entrée. La précision du modèle associé, grâce à la calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor, est donc améliorée. La FIG. 13 illustre la variation de la vitesse de rotation Om en fonction de la vitesse du vent V_vent. La courbe ComD correspond aux mesures réalisées sur l’éolienne. La courbe ComAA correspond à la courbe issue de l’art antérieur et la courbe ComI correspond au procédé de calibration de l’éolienne selon l’invention (qui comprend la calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor et la calibration du modèle de contrôleur). On observe que la courbe ComI de l’invention est bien plus proche de la courbe ComD des mesures que la courbe ComAA de l’art antérieur. La FIG. 14 illustre la variation de l’angle d’orientation des pales Bl en fonction de la vitesse du vent V_vent. La courbe CBlD correspond aux mesures réalisées sur l’éolienne. La courbe CBlAA correspond à la courbe issue de l’art antérieur et la courbe CBlI correspond au procédé de calibration selon l’invention (qui comprend la calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor et la calibration du modèle de contrôleur). On observe que la courbe CBlI de l’invention est bien plus proche de la courbe CBlD des mesures que la courbe CBlAA de l’art antérieur. La FIG. 15 illustre la variation du coefficient de poussée en fonction de la vitesse du vent V_vent. La courbe C0_T correspond à la courbe d’entrée du coefficient de poussée (donnée par le constructeur de l’éolienne). La courbe CTAA correspond à la courbe du coefficient de poussée issue de l’art antérieur et la courbe calibrée Cc_T du coefficient de poussée correspond au procédé de calibration selon l’invention (qui comprend la calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor et la calibration du modèle de contrôleur). On observe que la courbe calibrée Cc_T de l’invention est bien plus proche de la courbe d’entrée du coefficient de poussée C0_T que la courbe CTAA du coefficient de poussée de l’art antérieur. La FIG. 16 illustre la variation du coefficient de puissance en fonction de la vitesse du vent V_vent. La courbe C0_P correspond à la courbe d’entrée du coefficient de puissance (donnée par le constructeur de l’éolienne). La courbe CPAA correspond à la courbe du coefficient de puissance issue de l’art antérieur et la courbe calibrée Cc_P du coefficient de puissance correspond au procédé de calibration selon l’invention (qui comprend la calibration des caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor et la calibration du modèle de contrôleur). On observe que la courbe calibrée Cc_P de l’invention est bien plus proche de la courbe d’entrée du coefficient de puissance C0_P que la courbe CPAA du coefficient de puissance de l’art antérieur. Procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques d’un modèle de rotor d’une éolienne comprenant des pales, pour déterminer l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou pour adapter le contrôle de l’éolienne et/ou pour la prévision des actions de maintenance de l’éolienne, les pales étant composées de portions de pale, à partir de mesures (Mes) effectuées sur l’éolienne, de courbes d’entrée de coefficient de portance (C0_port) et de traînée (C0_train) de chaque portion de pale et de courbes d’entrée de coefficients de puissance (C0_P) et de poussée (C0_T) de l’éolienne en fonction de la vitesse du vent, les mesures (Mes) comprenant la vitesse du vent, l’angle d’orientation des pales, la vitesse de rotation, dans lequel on réalise au moins les étapes suivantes : a) à partir des mesures effectuées, on associe (Ass), à des valeurs prédéterminées de vitesses de vent : - un rapport de vitesse λ défini par avec la vitesse de rotation du rotor, R le rayon du rotor et la vitesse de vent ; - et un angle d’orientation des pales. b) on construit (Cons) des courbes modificatives des coefficients de portance (C1_port) et de traînée (C1_train) de chaque portion de pales à partir des courbes d’entrée des coefficients de portance (C0_port) et de traînée (C0_train) de chaque portion de pales et de jeux (Jp) de paramètres de modifications et on détermine, à partir des courbes modificatives des coefficients de portance (C1_port) et de traînée (C1_train) et pour chaque jeu (Jp) de paramètres de modifications, des cartographies de coefficients de puissance (Cart_P) et de coefficient de poussée (Cart_T) en fonction du rapport de vitesse et de l’angle d’orientation des pales ; c) pour chaque couple (Mes-ass) de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales associés à une desdites valeurs prédéterminées de vitesses de vent, et pour chaque jeu (Jp) de paramètres de modifications, on détermine (Det1) un coefficient de puissance et un coefficient de poussée à partir des cartographies de coefficient de puissance (Cart_P) et de coefficient de poussée (Cart_T) de manière à générer des courbes comparatives de coefficient de puissance (C1_P) et de poussée (C1_T) en fonction de la vitesse de vent; d) on détermine comme paramètres définitifs de modification (Jp_opt), les jeux de paramètres de modification permettant de minimiser (Opt1) la fonction J(p) suivante : où p représente les jeux de paramètres de modification, la courbe comparative de coefficient de poussée, la courbe d’entrée de coefficient de puissance et la courbe d’entrée de coefficient de poussée, est une première fonction de pondération dépendant de la vitesse de vent pour pondérer en fonction de la vitesse du vent, est une deuxième fonction de pondération dépendant de la vitesse de vent pour pondérer en fonction de la vitesse du vent, est un premier coefficient de pondération, correspond à chacune desdites valeurs prédéterminées de vitesse de vent, N est le nombre de valeurs prédéterminées de vitesses de vent, la courbe comparative de coefficient de puissance; e) on calibre (Cal1) les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor, les caractéristiques aérodynamiques du modèle de rotor comprenant - des courbes calibrées de coefficients de portance (Cc_port) et de trainée (Cc_train) correspondant aux courbes modificatives des coefficients de portance (C1_port) et de traînée (C1_train) de chaque portion de pale obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications (Jp_opt), - des courbes calibrées de coefficients de puissance (Cc_P) et de poussée (Cc_T) correspondant aux courbes comparatives de coefficients de puissance (C1_P) et de poussée (C1_T) obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications (Jp_opt) ; - et de préférence des cartographies calibrées des coefficients de puissance (Cart_c_P) et de poussée (Cart_c_T) correspondant aux cartographies des coefficients de puissance (Cart_P) et de poussée (Cart_T) obtenues à partir des paramètres définitifs de modifications (Jp_opt). Procédé selon la revendication 1, dans lequel avant l’étape a), on détermine (C_ent) des cartographies d’entrée de coefficient de puissance (Cart_E_P) et de coefficient de poussée (Cart_E_T) de l’éolienne en fonction du rapport de vitesse et en fonction de l’angle d’orientation des pales à partir des courbes d’entrée de coefficient de portance (C0_port) et de traînée (C0_train). Procédé selon la revendication 2, dans lequel, entre l’étape a) et l’étape b), pour chaque couple (Mes-ass) de rapport de vitesse et d’angle d’orientation des pales associés à une desdites valeurs prédéterminées de vitesses de vent, on détermine (Det2) un coefficient de puissance et un coefficient de poussée à partir des cartographies d’entrée de coefficient de puissance (Cart_E_P) et de coefficient de poussée (Cart_E_T) de manière à générer des premières courbes comparatives de coefficient de puissance (C11_P) et de poussée (C11_T) en fonction de la vitesse de vent et on applique les étapes suivantes uniquement si l’écart entre les premières courbes comparatives et les courbes d’entrée correspondantes est supérieur à un seuil prédéterminé. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel à l’étape a), on découpe une plage de vitesses de vent en sous-plages, chaque sous-plage étant comprise entre une vitesse minimale et une vitesse maximale, chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent correspondant à la vitesse moyenne des vitesses de vent mesurées dans la sous-plage concernée, chaque rapport de vitesse associé correspondant à la moyenne des rapports de vitesse calculés à partir des vitesses de vent dans la sous-plage concernée et chaque angle d’orientation des pales associé correspondant à la moyenne des angles d’orientation des pales pour les vitesses de vent dans la sous-plage concernée. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel, à l’étape b), on réalise les sous-étapes suivantes pour chaque portion de pale : b1) on identifie l’angle de décrochage (Ang_d) de la courbe d’entrée du coefficient de portance (C0_port), de préférence en calculant la dérivée seconde de la courbe d’entrée du coefficient de portance (C0_port) et en prenant, comme angle de décrochage (Ang_d), l’angle d’attaque positif le plus petit permettant d’annuler la dérivée seconde ; b2) on décale la valeur de l’angle de décrochage puis on construit la courbe modificative de coefficient de portance (C1_port) de manière à ce que la pente avant l’angle de décrochage soit identique à celle de la courbe d’entrée de coefficient de portance (C0_port), puis ; b3) on construit la courbe modificative du coefficient de traînée (C1_train) en décalant la courbe d’entrée du coefficient de traînée (C0_train), autour d’une valeur prédéterminée, de préférence autour de la moitié de l’angle de décrochage (Ang_d). Procédé selon la revendication 5, dans lequel à l’étape b2), on décale la valeur de l’angle de décrochage en appliquant la première transformation suivante : α étant l’angle d’attaque, étant la courbe d’entrée du coefficient de portance, étant une courbe modifiée du coefficient de portance, étant la première transformation appliquée à l’angle de décrochage, étant l’angle de décrochage (Ang_d) de la courbe d’entrée du coefficient de portance (C0_port), k et sont des premier et deuxième paramètres parmi lesdits paramètres de modifications. Procédé selon la revendication 6, dans lequel une fois qu’on a décalé la valeur de l’angle de décrochage de chaque portion de pale, on applique la deuxième transformation suivante : si k>0, si k α étant l’angle d’attaque, étant la courbe d’entrée du coefficient de portance, étant la courbe modifiée du coefficient de portance, étant la courbe modificative du coefficient de portance (C1_port), étant l’angle de décrochage (Ang_d) de la courbe d’entrée du coefficient de portance (C0_port), étant l’angle de décrochage de la courbe modifiée du coefficient de portance, étant un troisième paramètre parmi lesdits paramètres de modifications. Procédé selon l’une des revendications 6 ou 7, dans lequel on détermine le premier paramètre k de chaque portion de pale de la manière suivante : étant une première grandeur prédéfinie, est l’épaisseur minimale des différentes portions de pales au niveau du bord de fuite, est l’épaisseur de la pale au niveau du bord de fuite de la portion de pale s considérée. Procédé selon l’une des revendications 5 à 8, dans lequel, à l’étape b3), on applique la troisième transformation suivante : avec la courbe d’entrée du coefficient de traînée (C0_train), la courbe modificative du coefficient de traînée (C1_train), la troisième transformation, étant l’angle de décrochage (Ang_d2) de la courbe modificative du coefficient de portance (C1_port), et des quatrième et cinquième paramètres parmi les paramètres de modifications, l étant de préférence supérieur ou égal à -1 et strictement inférieur à 1. Procédé selon la revendication 9, dans lequel on détermine le quatrième paramètre de chaque portion de pale de la manière suivante : étant une deuxième grandeur prédéfinie, est l’épaisseur minimale des différentes portions de pales au niveau du bord de fuite, est l’épaisseur de la pale au niveau du bord de fuite de la portion de pale s considérée. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel, à l’étape d), on réalise le changement de variable suivant : où sont des vecteurs de valeurs prédéfinies, et est le paramètre à optimiser. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou on adapte le contrôle de l’éolienne et/ou on prévoir des actions de maintenance sur l’éolienne à partir du modèle de rotor calibré. Procédé de calibration d’un modèle d’éolienne, pour déterminer l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou pour adapter le contrôle de l’éolienne et/ou pour la prévision des actions de maintenance de l’éolienne, dans lequel on applique le procédé selon l’une des revendications précédentes, le modèle d’éolienne comprenant au moins un modèle de contrôleur et le modèle de rotor, puis on réalise au moins les étapes suivantes : 1) pour chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent, on détermine (Opt_Cont) les valeurs de rapport de vitesse définitif (Ld) et d’angle d’orientation des pales définitif (Bd), comme les solutions du problème de minimisation suivant : avec la cartographie calibrée de coefficient de puissance de l’éolienne (Cart_c_P), la cartographie calibrée de coefficient de poussée de l’éolienne (Cart_c_T), les valeurs prédéterminées de vitesse de vent, N étant le nombre de valeurs prédéterminées de vitesse de vent, étant la courbe calibrée de coefficient de puissance (Cc_P), étant la courbe calibrée de coefficient de poussée (Cc_T), l’angle d’inclinaison des pales à la vitesse de vent ; étant le rapport de vitesse à la vitesse de vent ; étant l’angle d’orientation associé à la vitesse de vent à l’étape a) ; étant le rapport de vitesse associé à la vitesse de vent à l’étape a), , et étant des deuxièmes coefficients de pondérations ; 2) on calibre (ContInv) le modèle de contrôleur pour qu’à chaque valeur prédéterminée de vitesse de vent, le modèle de contrôleur associe le rapport de vitesse définitif (LData) et/ou l’angle d’orientation des pales définitif (BData) et de préférence, il contrôle l’éolienne avec le rapport de vitesse définitif (LData) et/ou l’angle d’orientation des pales définitif (BData). Procédé selon la revendication 13, dans lequel à l’étape 1), on contraint les solutions avec les inéquations suivantes : avec la vitesse minimale de rotation, la vitesse maximale de rotation. Procédé selon l’une des revendications 13 ou 14, dans lequel l’éolienne comprend une génératrice et de préférence un réducteur et dans lequel les mesures (Mes) comprennent la puissance de la génératrice, le modèle de contrôleur comprenant préférentiellement un moyen de contrôle de la génératrice (ContG) et un moyen de contrôle des pales (ContB). Procédé selon la revendication 15, dans lequel le moyen de contrôle de la génératrice (ContG) contrôle le couple de la génératrice de l’éolienne par avec la puissance mesurée de la génératrice, le rendement de la génératrice, la vitesse de rotation nominale du rotor, le rapport de réduction du réducteur. Procédé selon l’une des revendications 15 à 16, dans lequel, en dessous d’une vitesse de vent prédéterminée (v nom ), le moyen de contrôle de la génératrice (ContG) contrôle la vitesse de rotation de manière à avoir le rapport de vitesse définitif (LData) et de préférence, au-dessous de la vitesse de vent prédéterminée (v nom ), le moyen de contrôle des pales (ContB) contrôle l’angle d’orientation des pales à l’angle d’orientation des pales définitif (BData). Procédé selon la revendication 17, dans lequel, le modèle de contrôleur comprend un moyen de saturation (SatB) qui sature l’angle d’orientation des pales. Procédé selon l’une des revendications 17 ou 18, dans lequel le modèle de contrôleur comprend un système de régulation (Regul) autour de la vitesse de vent prédéterminée (v nom ) tel que : - si le moyen de contrôle de la génératrice (ContG) est actif, le système de régulation (Regul) impose au moyen de contrôle des pales (ContB) une vitesse de rotation strictement supérieure, de préférence d’un premier écart prédéterminé, à une vitesse de rotation nominale ; - si le moyen de contrôle des pales (ContB) est actif, le système de régulation (Regul) impose au moyen de contrôle de la génératrice (ContG) une vitesse de rotation strictement inférieure, de préférence d’un deuxième écart prédéterminé, à la vitesse de rotation nominale. Procédé selon l’une des revendications 17 à 19, dans lequel, lorsque la vitesse de vent est supérieure à la vitesse de vent prédéterminée, on linéarise l’équation du rotor où est le moment d’inertie du rotor, est le rendement du réducteur, est le couple aérodynamique du rotor, λ le rapport de vitesse, β l’angle d’orientation des pales, le rapport de réduction du réducteur et le couple de la génératrice et ω la vitesse de rotation, autour d’une vitesse de vent , conditionnant et et on cherche la solution de Procédé selon l’une des revendications 13 à 20, dans lequel on détermine l’état de fatigue des composants de l’éolienne et/ou l’évolution des performances de l’éolienne et/ou on adapte le contrôle de l’éolienne et/ou on prévoir des actions de maintenance sur l’éolienne, à partir du modèle d’éolienne calibré. Produit programme d’ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur ou un serveur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé de calibration des caractéristiques aérodynamiques d’un modèle de rotor selon l'une des revendications 1 à 12 ou du procédé de calibration d’un modèle d’éolienne selon l’une des revendications 13 à 21, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur, un téléphone portable ou un appareil informatique.