ReGrid: Notions élémentaires sur - CPGE-Livres de … · Page 3 sur 49 ReGrid: L’énergie...

sur 49

ReGrid: L’énergie éolienne

#

I. Introduction 2

II. Table of contents

1. Assessing the solar thermal potential (potential analysis) 6

2. Awareness raising: broad campaigns targeting the general public 8

3. Awareness raising: targeted campaigns to develop specific market areas 10

4. Financial incentives: VAT reductions 12

5. Financial incentives: public loans at preferential conditions 14

6. Regulatory measures: energy efficiency requirements for buildings 16

7. Regulatory measures: solar obligations 18

8. Building permits – solar thermal in listed buildings 20

9. Quality Assurance: product standards and certification 22

10. Health & Safety requirements 23

11. Qualification of skilled personnel 24

12. Research & Development programmes 25

III. Further Reading 27

ReGrid: Notions élémentaires sur l’énergie éolienne

sur 49


Table des matières

1 Introduction aux Notions élémentaires sur l’énergie éolienne ................................................. 3

1.1 LA RESSOURCE « VENT » ............................................................................................................................... 3

1.1.1 L’évolution de la technologie de l'énergie éolienne ......................................................................... 3

1.1.2 Le potentiel de la puissance éolienne .............................................................................................. 6

1.2 NOTIONS ÉLÉMENTAIRES DE PHYSIQUE .............................................................................................................. 8

1.2.1 Formation du vent ........................................................................................................................... 9

1.2.2 La puissance du vent comme énergie cinétique ............................................................................ 10

1.2.3 Limite de Betz ................................................................................................................................ 11

1.2.4 Turbulence ..................................................................................................................................... 12

1.2.5 Le cisaillement du vent .................................................................................................................. 14

1.2.6 Mesure du vent .............................................................................................................................. 17

1.2.7 Bases de données des vents........................................................................................................... 19

1.3 COMPOSANTS DE L’EOLIENNE ........................................................................................................................ 20

1.3.1 Conception générale ...................................................................................................................... 20

1.3.2 Les pales du rotor .......................................................................................................................... 21

1.3.3 La vitesse spécifique ...................................................................................................................... 22

1.3.4 Les concepts de surveillance et de limitation de la puissance ....................................................... 23

1.3.5 La courbe de puissance des éoliennes ........................................................................................... 24

1.3.6 La nacelle ....................................................................................................................................... 26

1.3.7 Génératrice et raccordement au réseau ........................................................................................ 29

1.3.8 Le système d’orientation ................................................................................................................ 31

1.3.9 Le mât ............................................................................................................................................ 31

1.3.10 Fondation du mât .......................................................................................................................... 32

1.3.11 L’éolienne à axe vertical ................................................................................................................. 34

1.3.12 Normes et standards ..................................................................................................................... 34

1.4 LA PLANIFICATION ET LA CONCEPTION DES PARCS ÉOLIENS ................................................................................... 37

1.4.1 Générales ....................................................................................................................................... 37

1.4.2 Calcul du rendement énergétique ................................................................................................. 37

1.4.3 Le facteur de capacité et les heures à pleine charge ..................................................................... 38

1.4.4 Étude de configuration du site ....................................................................................................... 39

1.4.5 Effet stroboscopique ...................................................................................................................... 40

1.4.6 Le bruit .......................................................................................................................................... 40

1.4.7 La mise hors service ....................................................................................................................... 41

Abréviations ............................................................................................................................... 43

Index des termes clés ................................................................................................................. 45

sur 49


1 Introduction aux Notions élémentaires sur l’énergie éolienne

1.1 La ressource « Vent »

Objectifs pédagogiques

Connaître la définition du potentiel technique, du potentiel sous contrainte et du potentiel de

compétitivité économique de l’énergie éolienne

Connaître l’évolution des marchés régionaux et mondiaux de l’éolien

Apprendre où trouver les données relatives à la vitesse des vents

1.1.1 L’évolution de la technologie de l'énergie éolienne

Figurant parmi les sources d’énergie les plus anciennes, l’énergie éolienne est exploitée par l’Homme

depuis des millénaires1 : il suffit d’évoquer les premiers Égyptiens remontant le Nil à la voile, les

moulins à vent verticaux permettant de pomper l’eau et de moudre le grain et plus proches de nous,

la production d’électricité raccordée au réseau, les applications hors-réseaux destinées à

l’électrification des campagnes ou des zones reculées ou encore la production d’électricité pour les

stations de base des téléphones portables. Les dernières décennies ont vu la technologie de l’éolien

connaître un développement fulgurant, en particulier en ce qui concerne la production d’électricité.

En 1980, la puissance nominale des éoliennes n’était que de quelques watts. Aujourd’hui, celle des

plus grandes structures peut atteindre 7 500 kW (voir Ill. 1). Les plus grandes éoliennes possèdent

actuellement un rotor de 126 mètres de diamètre et des machines aux dimensions encore plus

élevées sont en cours de développement.

Illustration 1 : Évolution de la puissance nominale, du diamètre du rotor et de la hauteur du moyeu

des éoliennes de 1980 à 20112

1

Campbell, Patrice (2010)

2 Fédération allemande de l’énergie éolienne, 2010

sur 49


La croissance exponentielle de la taille des éoliennes fut motivée par un certain nombre de facteurs, et principalement par des avantages économiques : la proportion que représentent les frais de surveillance, les frais de raccordement au réseau et les frais de maintenance sur la valeur du système diminue si la taille augmente.[2] Les premières éoliennes présentaient une puissance nominale pouvant atteindre 60 kW. En comparaison avec des grandes installations d’aujourd’hui, le coût des petites éoliennes était et reste encore beaucoup plus élevé par kW installé (€/kW ou $/kW). Cela s’explique en partie par le fait que, proportionnellement au diamètre du rotor, il est nécessaire d’accroître la hauteur des mâts pour éviter tout obstacle au passage du vent et échapper aux conditions défavorables que représentent les turbulences et le cisaillement du vent à proximité du sol.

À la fin de l’année 2010, quelques 194 GW de puissance éolienne étaient installés à travers le globe.

Si l’on regarde 20 ans en arrière, la capacité installée a été multipliée par plus de vingt (voir

illustration 2).

Illustration 2 : Évolution de la capacité éolienne installée dans le monde jusque 20123

[2]

EWEA (2010) « Wind Energy the Facts - Growth of Wind Turbine Size », www.wind-energy-the-facts.org/

3 Conseil mondial de l’énergie éolienne (2012) « Rapport mondial 2011 sur l’énergie éolienne » et d'autres données,

Bruxelles, 2012

sur 49


Pendant de nombreuses années, l’Europe a représenté le plus vaste marché mondial au regard du

développement de l’énergie éolienne ; depuis 2008 cependant, on constate l’émergence de nouveaux

marchés entraînant la croissance de l’énergie éolienne. En 2009, les continents européen, asiatique et

nord-américain ont chacun installé de nouvelles capacités générant plus de 10 GW (voir Ill. 3).

Illustration 3 : Capacités installées annuellement par région du monde de 2004 à 20124

Ill. 4 montre les proportions que représentent en 2010 les installations des différents pays par rapport

à la totalité des capacités installées. Les États-Unis, la République populaire de Chine et l’Allemagne

exploitent chacun plus de 25 GW de puissance éolienne. Pendant cette même année, plus de 2 GW

de puissance éolienne furent installés en République populaire de Chine, aux États-Unis et en Inde.

4 Global Wind Statistics 2012”, Global Wind Energy Council, 11.02.2013

sur 49


Illustration 4 : Situation de l’énergie éolienne dans le monde en 20125

1.1.2 Le potentiel de la puissance éolienne

Toutes formes d’énergies renouvelables (énergies marémotrice et géothermique exceptées) trouvent

leur origine première dans le soleil qui continuera à briller sur la Terre pendant encore quelques

milliards d’années.

Environ 1 à 2 % de l’énergie solaire est convertie en vent (voir chapitre 1.2). Celui-ci est le

« carburant » des centrales éoliennes. Cependant, ce dernier ne peut être utilisé dans sa totalité pour

la production d’énergie. Les limites d’ordre pratique imposées à l’exploitation du potentiel éolien

mondial sont déterminées par des facteurs économiques, environnementaux, ayant trait aux

utilisations concurrentes du sol et à la conception des équipements énergétiques. On définit ainsi les

différents niveaux de potentiel d’énergie éolienne6 :

Potentiel technique :

Le potentiel technique désigne le niveau le plus élevé du potentiel de génération d’énergie éolienne.

Il se base sur la disponibilité globale des ressources, sur la densité de déploiement maximale7 des

éoliennes et sur le recours aux technologies et aux pratiques actuelles. Le calcul du potentiel

technique tient compte de l’analyse des ressources éoliennes locales reposant principalement sur les

mesures de la vitesse du vent et l’anticipation des évolutions techniques.

5 Global Wind Statistics 2012”, Global Wind Energy Council, 11.02.2013

6 Agence européenne pour l’environnement (2009)

7 MW d’énergie éolienne installés/superficie

sur 49


Potentiel sous contrainte :

Le potentiel sous contrainte désigne le potentiel technique pouvant être réalisé une fois qu’ont été

pris en compte différents facteurs tels la présence de zones naturelles protégées, la protection de la

biodiversité, les aspects réglementaires et les préférences sociales. La distance par rapport aux zones

d’habitation et aux régions touristiques ou les limitations imposées par le réseau routier, les zones

militaires ou l’exploration de ressources naturelles peuvent elles aussi représenter des contraintes.

Potentiel de compétitivité économique :

Le potentiel de compétitivité économique se rapporte à la proportion du potentiel technique pouvant

être réalisée de façon rentable compte tenu des coûts moyens de l’énergie prévus pour les années à

venir. Le calcul du potentiel de compétitivité économique peut intégrer la prévision des frais pour le

développement et l’exploitation de parcs éoliens, l’évolution des coûts de production de l’énergie

conventionnelle et l’intériorisation de coûts externes (prix / t CO2).

Selon une étude réalisée par Archer et al, le potentiel technique de la puissance éolienne sur les

terres et à proximité des côtes serait de 54 000 Mtep (millions de tonnes équivalents pétrole) par an.

Même si seulement 20% de cette énergie était récupérable, cette quantité aurait suffit pour satisfaire

aux besoins énergétiques mondiaux de toutes natures en 2000. L’étude avance par ailleurs que le

potentiel de compétitivité économique des parcs éoliens est de 13 %.8

Le Comité Consultatif Allemand sur les changements climatiques a calculé un potentiel technique

mondial de 278 000 TWh pour l’énergie produite dans les installations onshore et offshore. En tenant

compte de la non-exploitation des zones urbaines et naturelles, le Comité présume que 10 à 15 % de

ce potentiel pourrait être exploité de façon durable.9 La consommation mondiale d’électricité en

2006 fut de 18 930 TWh.10

Dans le cadre d’une étude, l’Agence européenne pour l’environnement a effectué des prévisions sur

le potentiel technique, sous contrainte et de compétitivité économique au regard de l’évolution de

l’énergie éolienne dans les pays de l’Europe des 27 pour 2020 et 2030. Les résultats ont été reportés

dans le tableau suivant. En 2030, le potentiel technique total sera de 75 000 TWh pour un potentiel

sous contrainte de 42 500 TWh et un potentiel de compétitivité économique de 30 400 TWh. En

2008, la consommation européenne d’électricité fut de 4 000 TWh.

8 Archer, Cristina L. ; Mark Z. Jacobson (2005)

9 Comité consultatif allemand sur les changements climatiques (2003)

10 AIE « KEY WORLD ENERGY STATISTICS 2008 », Paris

sur 49


Tableau 1 : Potentiel technique, sous contrainte et de compétitivité économique au regard de

l’évolution de l’énergie éolienne dans les pays de l’Europe des 27 en 2020 et 203011

1.2 Notions élémentaires de physique


Connaître les notions élémentaires sur la formation du vent

Connaître l’influence de la vitesse du vent, de la densité atmosphérique et du diamètre du

rotor sur la puissance du vent et apprendre à calculer la densité de puissance éolienne

Apprendre quelle quantité de la puissance du vent peut être transformée en énergie

rotationnelle par le rotor d’une éolienne et connaître l’efficacité des turbines modernes

Comprendre la notion de coefficient de puissance des éoliennes et savoir pourquoi/comment

celui-ci change en fonction de la vitesse du vent

Apprendre à mesurer les turbulences et comprendre pourquoi il est essentiel de sélectionner

l’éolienne selon le site

Apprendre à calculer le cisaillement du vent

Apprendre à mesurer le vent et connaître les paramètres nécessaires aux différentes tâches

Avoir une vue d’ensemble sur les bases de données des vents

11

Agence européenne pour l’environnement (2009)

sur 49


1.2.1 Formation du vent

C’est le soleil qui est à l’origine de l’énergie éolienne. Le rayonnement solaire atteint la Terre et la

différence de températures entre l’équateur et les pôles entraîne l’apparition de courants thermiques

– les vents – qui circulent autour du globe. L’atmosphère est une sorte de grosse machine thermique

« produisant » du vent en permanence.

La masse atmosphérique se déplace entre les centres de basse et de haute pression. À l’heure

actuelle, l’industrie de l’éolienne est en mesure d’exploiter des vents jusqu’à 200 m environ au-dessus

du sol. En 2010, la plus haute éolienne s’élevait à une hauteur de 205 m.12

Les éoliennes utilisent des vents d’une vitesse de 3 m/s à 35 m/s pour générer de l’électricité.

Certaines, de conception spécifique, peuvent même fonctionner à des vitesses plus faibles ou plus

élevées. Les ouragans, typhons, tornades ou orages sont des vents inutiles pour la production

d’énergie car trop violents ; par ailleurs, ils peuvent gravement endommager l’équipement.

Le vent change fréquemment de vitesse et de direction. Les rafales et les accalmies sont des

fluctuations rapides : une rafale est une brusque hausse de la vitesse du vent tandis qu’une accalmie

se manifeste par sa baisse soudaine. Elles sont provoquées par des turbulences (voir chapitre 1.2.4).

Les particularités géographiques locales perturbent la circulation des vents sur la planète. Une brise

soufflant de la mer vers les terres est un exemple de circulation atmosphérique local. En journée, la

température est plus élevée sur la terre qu’en mer, alors que pendant la nuit, la situation s’inverse. La

différence entre le réchauffement de la surface terrestre et celui de la surface de la mer adjacente

résulte en un gradient de pression. Celui-ci entraîne un flux de vent entre ces deux surfaces (voir Ill.

5). Grâce à ce phénomène, l’Égypte possède par exemple d’excellents sites éoliens sur le littoral de la

Mer Rouge, entre Zafarana et Hurgada13.

Illustration 5 : Brises locales provoquées par le réchauffement de la surface terrestre et de la surface

de la mer14

12

Fuhrländer (2010), FL 2,5 MW, Brandebourg, www.fuhrlaender.de

13 Mortensen et al « Wind Atlas for Egypt »

14 Albrecht Tiedemann, RENAC

sur 49


Les régions montagneuses sont à l’origine d’un autre phénomène local : des vents de montagne et de

vallée se forment les jours de beau temps. La brise s’écoulant entre la montagne et la vallée évolue

par séquences périodiques couplées au réchauffement journalier et à la lumière. Lors des journées

chaudes et ensoleillées, les versants de la montagne se réchauffent davantage que l’atmosphère de la

vallée. L’air monte alors le long des pentes, ce qui donne naissance à des vents se déplaçant de la

vallée vers la montagne. Pendant la nuit, le phénomène inverse se produit : l’air s’écoule des

sommets vers le fond de la vallée.

1.2.2 La puissance du vent comme énergie cinétique

Les éoliennes convertissent dans un premier temps l’énergie cinétique du vent en énergie cinétique

de rotation du rotor. Cette dernière est elle-même convertie par l’arbre principal, le multiplicateur

(en option) et la génératrice en énergie électrique pouvant être fournie aux consommateurs par

l’intermédiaire du réseau électrique. La quantité d’électricité générée dépend des paramètres

techniques de l’éolienne mais aussi de la qualité de la ressource « vent ».

La puissance du vent arrivant face à l’éolienne est déterminée par la densité atmosphérique, la

surface de balayage du rotor et en particulier la vitesse du vent. La surface balayée par le rotor varie

quant à elle en fonction de la longueur des pales. La densité atmosphérique et la vitesse du vent

constituent des ressources spécifiques dépendant de la température, de l’humidité et de l’altitude.

La formule suivante illustre l’influence de la vitesse du vent, de la densité atmosphérique et de la

surface balayée sur la puissance du vent :

Avec :

P = puissance [W ou J/s]

ρ = densité [kg/m3]

S = surface balayée [m2]

v = vitesse du vent [m/s]

La Densité de Puissance Éolienne est calculée par la formule DPE = ½ x ρ x v3. Elle ne dépend ni du

modèle, ni de la taille de l’éolienne, mais est uniquement fonction de la vitesse du vent et de la

densité atmosphérique. Exprimée en watt par mètre carré, elle est utile pour évaluer la ressource

éolienne disponible sur un site potentiel.

sur 49


Vitesse du vent [m/s] Densité de Puissance Éolienne [W/m2]

< 5,5 <100

5,5 – 6,9 100 - 200

6,9 – 8,7 200 - 400

8,7 – 9,9 400 - 600

9,9 – 10,9 600 - 800

10,9 – 11,8 800 – 1 000

11,8 – 14,8 1 000 – 2 000

Tableau 2 : Densité de Puissance Éolienne en conditions atmosphériques standards (niveau de la mer,

15 °C)15

1.2.3 Limite de Betz

Afin d’évaluer la quantité de puissance du vent en mesure d’être transformée par le rotor d’une

éolienne en énergie de rotation, il peut être utile de prendre en compte les considérations suivantes.

Deux situations s’avèrent généralement défavorables à l’exploitation des éoliennes :

I) Si une éolienne convertissait la totalité de l’énergie cinétique du vent en énergie cinétique de

rotation, pas le moindre souffle de vent ne passerait entre les pales du rotor. La vitesse du

vent derrière ce dernier serait donc nulle. Cela signifierait que le vent stopperait sa trajectoire

et qu’aucune autre quantité de vent ne circulerait à travers le rotor : l’éolienne aurait alors

l’effet d’un mur.

II) Si les vitesses du vent devant et derrière le rotor étaient les mêmes, aucune énergie cinétique

ne pourrait être récupérée à partir des courants aériens. Ces deux situations n’ont aucun lieu

d’être. Il est par conséquent nécessaire de trouver une solution optimale entre ces deux

extrêmes.

Le physicien allemand Albert Betz a effectué des recherches sur le sujet et a conclu en 1919

qu’aucune éolienne n’est à même de convertir plus de 16/27 (59,3 %) de l’énergie cinétique du vent

en énergie de rotation du rotor (la Limite ou Loi de Betz).

Le pourcentage de la puissance récupérée correspond au coefficient de puissance cp (sans

dimension). Le coefficient de puissance maximum théorique s’appliquant à tout modèle d’éolienne

est de cp max = 0,59. Néanmoins, à cause des pertes, les éoliennes ne fonctionnent jamais à cette

limite maximum. Le multiplicateur, les roulements, la génératrice et l’électronique de puissance

réduisant l’efficacité globale, les éoliennes les plus perfectionnées atteignent un cP situé entre 0,35 et

0,45.

15

Albrecht Tiedemann, RENAC

sur 49


La valeur cp est propre à chaque type d’éolienne. Pendant son fonctionnement, l’éolienne réduit le cP

si la vitesse du vent devient trop élevée. Ainsi, les éoliennes sont à même de limiter la conversion de

la puissance du vent en énergie rotationnelle du rotor (voir chapitre 1.3.4). Les fabricants d’éoliennes

publient des données cp validées spécifiques au modèle construit, associées à la courbe de puissance

de l’éolienne (voir chapitre 1.3.5). Cette courbe indique la quantité d’énergie électrique générée par

l’éolienne en fonction de la vitesse du vent.

1.2.4 Turbulence

Les brusques variations de la vitesse et de la direction du vent ont non seulement un impact négatif

considérable sur plusieurs composants mécaniques des éoliennes, mais peuvent également nuire

fortement aux résultats économiques des parcs éoliens. À l’intérieur d’un fluide, toute évolution

chaotique ou irrégulière du flux est appelée « turbulence ».

Illustration 6 : Vent turbulent : moyenne de la vitesse effective du vent16

Pour calculer la turbulence de la vitesse du vent, la déviation standard par rapport à la vitesse

moyenne du vent sur 10 minutes doit être divisée par la vitesse moyenne du vent.

16


sur 49


Avec :

I = turbulence de la vitesse du vent

Moyenne = vitesse moyenne du vent

Des turbulences naissent à proximité d’obstacles tels des immeubles, des arbres, des falaises abruptes

ou des éoliennes. Elles freinent la production d’énergie car elles empêchent le positionnement de

l’éolienne dans la direction la plus efficace par rapport au vent. D’autre part, les turbulences

accroissent la charge dynamique supportée par l’éolienne ce qui en accélère l’usure. Ainsi, ces

phénomènes peuvent considérablement réduire la durée de vie des composants de l’éolienne, en

particulier le multiplicateurs, les pales du rotor et des paliers. En conséquence, les éoliennes sont

conçues pour affronter différentes catégories de turbulence. La norme CEI 61400 énonce en détail les

exigences particulières à ce sujet.

Avant l’implantation d’éoliennes ou d’un parc éolien, les sites situés à proximité de falaises abruptes

ou dans des régions présentant de nombreux obstacles ou des terrains accidentés requièrent une

évaluation minutieuse.

Nombre d'échantillons : n

:

:

:

min 10 v

v

Stdev

i Échantillon de la vitesse du vent

n

i vvn

vStdev 2min10 )(

1)(

Mean

StdevI

sur 49


1.2.5 Le cisaillement du vent

C’est uniquement à haute altitude que l’influence de la surface terrestre sur le vent est limitée. Dans

les couches les plus basses de l’atmosphère, la troposphère, le frottement contre la surface terrestre

affecte la vitesse du vent. Un vent soufflant sur un terrain dégagé et à la surface lisse – tel une piste

d’atterrissage en béton ou une étendue d’herbe après fauchage – n’aura pas le même comportement

qu’un vent soufflant sur des villages, des petites agglomérations, des terres agricoles aux haies hautes

ou présentes en grand nombre, des forêts ou des terrains à la surface très rugueuse ou irrégulière.

Plus le sol est proche, plus le vent perd de la vitesse. Ce phénomène, généralement appelé

« cisaillement du vent », s’explique par les raisons suivantes :

la rugosité du terrain,

l’influence des obstacles,

l’influence des contours du terrain (orographie de la zone).

Illustration 7 : Cisaillement du vent au-dessus de différentes surfaces (h = hauteur)17

Le cisaillement du vent au-dessus ou à proximité d’obstacles ainsi que l’influence de l’orographie

peuvent être calculés à l’aide de divers programmes tels WAsP, WindFarmer, WindPro, WindSim ou

encore OpenWind (logiciel libre). Des informations concernant la rugosité de la surface sont alors à

fournir.

La rugosité des différents paysages sont classés dans les classes de rugosité ou décrit par le paramètre

de longueur de rugosité (voir tableau ci-dessous). La longueur de rugosité correspond à la hauteur

par rapport au sol pour laquelle la vitesse du vent devrait théoriquement être nulle.18

17


18 Association danoise de l’énergie éolienne, 2010

sur 49


Types de paysage Longueur de rugosité, Z0 [m]

Surface de l’eau 0,0002

Terrain entièrement dégagé et à la surface lisse, par ex. une piste d’atterrissage en béton, une étendue d’herbe après fauchage, etc.

0,0024

Superficie agricole dégagée sans clôture ni haie, bâtiments très espacés ; douces collines uniquement

0,03

Terres agricoles avec quelques habitations et des haies de 8 mètres espacées d’environ 1 250 mètres

0,055

Terres agricoles avec quelques habitations et des haies de 8 mètres espacées d’environ 500 mètres

0,1

Terres agricoles avec un grand nombre d’habitations, d’arbustes et de plantes ou des haies de 8 mètres espacées d’environ 250 mètres

0,2

Villages, petites agglomérations, terres agricoles avec des haies hautes ou présentes en grand nombre, forêts et terrains à la surface très rugueuse ou accidentée

0,4

Agglomérations plus importantes avec de hauts immeubles 0,8

Agglomérations très importantes avec de hauts immeubles et des gratte-ciels

1,6

Tableau 3 : Longueur de rugosité (Z0) de divers paysages19

Si les données de vitesse du vent v1 sont disponibles pour une certaine hauteur h1 (par ex. grâce à un

poste météorologique avec anémomètre à 10 m de hauteur) et que la longueur de rugosité ou

l’exposant de cisaillement du vent de ce paysage est connu, il est possible de déterminer

approximativement la vitesse du vent v2 à une autre hauteur (h2) à l’aide du profil logarithmique ou

de la loi exponentielle (voir illustration 8: Calcul du cisaillement du vent à l’aide du profil

logarithmique et de la loi exponentielle).

Dans la loi exponentielle, l’exposant α est un coefficient défini empiriquement qui varie en fonction

de la stabilité de l’atmosphère (turbulence atmosphérique). En atmosphère neutre, α a une valeur

approximative de 0,143.20 Le coefficient z0 exprime la longueur de rugosité du paysage déterminée à

partir de prises de mesure ou estimée pour différents types de paysage (voir Tableau 3).

Cette approximation a uniquement valeur indicative et ne doit nullement se substituer aux mesures

du vent sur le site à hauteur du moyeu.

19

Association danoise de l’énergie éolienne, 2010

20 Danish Wind Energy Association, 2010

sur 49


Illustration 8 : Calcul du cisaillement du vent à l’aide du profil logarithmique et de la loi

exponentielle21

L’équation Weibull est une approximation mathématique couramment employée pour traduire la

distribution des vitesses du vent mesurées. La formule suivante reflète la fréquence relative d’une

vitesse de vent h(v). Le facteur d’échelle A et le facteur de forme k en sont les paramètres. Le facteur

de forme est déterminant car il indique l’ampleur de la distribution des vitesses du vent.

Avec :

hW,i (vi) = probabilité d’une classe de vitesse du vent i [% ou s/m]

k = facteur de forme [sans dimension]

A = facteur d’échelle [m/s]

vi = classe de vitesse du vent [m/s]

Le schéma suivant illustre cinq distributions de Weibull. Bien qu’elles présentent toutes une vitesse

moyenne de 6 m/s, chacune d’entre elles possède un facteur Weibull k différent. Lorsque k = 2, la

distribution de Weibull est appelée distribution de Rayleigh.

Comme le graphique permet de le constater, de faibles valeurs de k correspondent à de plus larges

distributions des vitesses : le vent tend alors à varier sur une vaste plage de vitesses. Des valeurs de k

plus élevées se caractérisent en revanche par des distributions plus étroites : les vitesses du vent

tendent ici à évoluer sur une plage limitée22.

21


22 Modèle d’optimisation énergétique HOMER, 2009

V1= V2

sur 49


Illustration 9 : Distribution de Weibull ; à gauche : facteurs de forme k différents et facteur d’échelle A

identique (A = 2) ; à droite : facteurs d’échelle A différents et facteur de forme k identique (k = 2)23

1.2.6 Mesure du vent

Toute projection portant sur la production annuelle moyenne d’énergie d’une éolienne ou d’un parc éolien requiert au préalable des données fiables. Celles-ci sont en outre indispensables pour sélectionner le modèle d’éolienne correspondant au mieux aux conditions spécifiques du site. Des analyses sérieuses du potentiel éolien sont également considérées par les banques comme une condition sine qua non à la mise en route d’un projet. Ces informations sont parfois déjà disponibles ; dans la plupart des cas cependant, des prises de mesure doivent être effectuées sur le futur site éolien.24

Les données de vent sont généralement enregistrées à l’aide d’un mât de mesure des vents équipé de

détecteurs calibrés en son sommet. Un recalcul visant à adapter à la hauteur du moyeu les vitesses du

vent mesurées à proximité du sol (postes météorologiques) implique toujours une part d’incertitude ;

aussi, il est recommandé d’avoir recours à un mât de mesure d’une hauteur identique à celle prévue

pour le moyeu de l’éolienne. Certains mâts dépassent même les 100 mètres de hauteur.

Il est courant de mesurer les vitesses du vent à au moins deux hauteurs d’anémomètre, ainsi que de

mesurer les directions du vent, la température de l’air tout comme la densité et la pression

atmosphériques. Les données doivent être relevées en continu à 1 ou 10 minutes d’intervalle. Elles

sont recueillies grâce à un enregistreur de données. Ces mesures sont à effectuer sur une durée

minimum de 12 mois afin que tous les effets saisonniers puissent être pris en compte.25

23

Tous deux : Albrecht Tiedemann, RENAC

24 Windtest Grevenbroich, 2010

25 Windtest Grevenbroich, 2010

sur 49


Illustration 10: Équipement de mesure du vent26

Nœuds Beaufort m/s km/h Description

1 0 0 – 0,2 1 Calme

1-3 1 0,3-1,5 1-5 Très légère brise

4-6 2 1,6-3,3 6-11 Légère brise

7-10 3 3,4-5,4 12-19 Petite brise

11-15 4 5,5-7,9 20-28 Brise modérée

16-21 5 8,0-10,7 29-38 Bonne brise

22-27 6 10,8-13,8 39-49 Vent frais

28-33 7 13,9-17,1 50-61 Grand vent frais

34-40 8 17,2-20,7 62-74 Coup de vent

41-47 9 20,8-24,4 75-88 Fort coup de vent

48-55 10 24,5-28,4 89-102 Tempête

56-63 11 28,5-32,6 103-117 Violente tempête

64-71 12 32,7-36,9 118-133 Ouragan

Tableau 4 : Unités et description de la vitesse du vent (Beaufort, nœuds, m/s, km/h et termes)27

Des dispositifs SODAR (« Sonic detection and ranging », détection et télémétrie par le son) et LIDAR (« Light detection and ranging », détection et télémétrie par ondes lumineuses) ont par ailleurs été mis au point pour mesurer à distance le profil de vent de la troposphère. Ces systèmes sont similaires aux dispositifs RADAR (« Radio detection and ranging », détection et télémétrie par radio) si ce n’est

26

Windtest Grevenbroich, 2010


sur 49


qu’ils ont recours aux ondes sonores ou lumineuses au lieu des ondes radios. Ils permettent de déterminer sans contact les conditions du vent à partir du sol.28,29 Grâce à ces technologies – dans la mesure où elles s’avèrent efficaces –, l’installation coûteuse de mâts de mesure peut être évitée. Les données suivantes sont à recueillir lors de campagnes de mesure du vent. Elles sont nécessaires à la bonne exécution des tâches répertoriées dans le présent tableau.

Tâche Principal paramètre

Calcul de la production annuelle d’énergie (PAE)

Calcul des finances

Probabilité des classes de vitesse du vent à hauteur du moyeu

Calcul de la sécurité de la structure Intensité des turbulences

Calcul de la hauteur du mât Profil vertical du vent

Calcul de la charge mécanique Cisaillement du vent et composante verticale du vent

Étude de configuration de l’éolienne et du parc éolien

Calcul des effets de sillage

Augmentation de l’énergie éolienne

Calcul de la densité atmosphérique Humidité, températures

Choix de la classe d’éolienne CEI 61400 ; I, II, II ou IV Vitesse du vent extrême sur 50 ans *)

*) Données disponibles auprès des services de surveillance météorologique à long terme Tableau 5 : Données issues de campagnes de mesure du vent onshore et leur importance pour la planification et la conception d’un parc éolien30

1.2.7 Bases de données des vents

Les données du vent sont publiées en tant que séries temporelles (par ex. la vitesse ou la direction du

vent sur une période), en tant qu’analyse statistique d’une série temporelle (par ex. la fréquence par

intervalle de vitesse ou par direction, les vitesses minimum ou maximum) ou en tant que description

mathématique d’une distribution statistique (par ex. la distribution de Weibull).

Des atlas des vents ont été publiés par de nombreux pays et ces données peuvent être exploitées

dans le cadre d’une évaluation préliminaire des ressources éoliennes.

Il est également possible de produire une synthèse des données de vent à partir des vitesses

moyennes mensuelles. S’il s’agit cependant d’évaluer la rentabilité économique d’un site spécifique

pour l’implantation d’un parc éolien, il est conseillé d’examiner les résultats de mesures concrètes

réalisées sur le site même : les spécificités du terrain peuvent en effet entraîner une variation

sensible de la distribution des vitesses du vent sur de courtes distances.

28

Atmospheric Research Technology LLC, 2010

29 NRG Systems, 2010


sur 49


Des données de vitesse du vent sont disponibles sur un grand nombre de sites web. Ces derniers

répertorient notamment des informations sur les atlas des vents des différents pays ; tel est par

exemple le cas sur le site www.cresesb.cepel.br pour le Brésil, sur le site www.windatlas.ca pour le

Canada ou sur le site www.eere.energy.gov pour de nombreux états des États-Unis. Le site

www.weatherbase.com partage les moyennes mensuelles des vitesses du vent pour un grand nombre

de villes à travers le monde. L’Université Technique du Danemark alimente et administre une base de

données sur les caractéristiques des vents à l’adresse www.winddata.com. L’Atlas européen des vents

peut quant à lui être acheté au format papier sur le site www.windatlas.dk. Il contient des données

sur les vents pour toute l’Europe. Le Centre d’information américain sur les ressources renouvelables

(US Renewable Resource Data Center) fournit lui aussi des informations sur les données des vents :

www.nrel.gov/rredc.

1.3 Composants de l’éolienne


Avoir une vue d’ensemble sur l’agencement général d’une éolienne

Connaître les principales notions portant sur la conception des pales, de la nacelle, des

génératrices, du raccordement au réseau, du dispositif d’orientation, des mâts, des

fondations et des éoliennes à axe vertical

Apprendre à calculer la vitesse spécifique

Apprendre des concepts de limitation de puissance tel le contrôle à calage variable de pale et

la régulation par décrochage aérodynamique

Apprendre à lire et à utiliser la courbe de puissance d’une éolienne

Connaître les principaux standards et les principales normes utilisés pour la conception des

éoliennes et la mesure du vent

1.3.1 Conception générale

Des éoliennes peuvent être conçues pour résister à de violentes tempêtes, produire de l’énergie dans

des conditions météorologiques arctiques ou tropicales, en mer, à proximité des côtes ou en plein

désert. Il existe un grand nombre de modèles destinés à remplir des exigences spécifiques. Les

éoliennes peuvent être à axe vertical ou horizontal, comporter des rotors de 1 à 20 pales, avoir une

capacité allant de quelques watts à plusieurs mégawatts, comporter ou non un multiplicateur, une

génératrice à courant continu ou à courant alternatif. Il n’y a pas de modèle général, mais les

éoliennes à trois pales face au vent sont les plus répandues. Sur ces turbines, les pales du rotor sont

orientées face au vent tandis que sur les éoliennes sous le vent, c’est la nacelle qui est dirigée en face

du vent (illustration 11). Les éoliennes sous le vent s’orientent passivement en fonction de la direction

du vent. Aucun dispositif d’orientation n’étant nécessaire, leur conception s’avère plus simple. Ce

modèle est parfois choisi pour la structure des petites éoliennes.

http://www.windatlas.ca/

http://www.eere.energy.gov/windpoweringamerica/wpa/wind_maps.asp

http://www.weatherbase.com/

http://www.winddata.com/

http://www.windatlas.dk/

http://www.nrel.gov/rredc

sur 49


Illustration 61 : Éoliennes face au vent et sous le vent31

1.3.2 Les pales du rotor

Les pales du rotor extraient l’énergie du vent. Elles « capturent » ce dernier et convertissent son

énergie motrice en rotation du moyeu. Le moyeu, en fonte ou en acier moulé, est le centre du rotor.

C’est sur lui que sont fixées les pales. Il redirige l’énergie des pales vers la génératrice. Si l’éolienne est

équipée d’un multiplicateur, le moyeu est connecté à l’arbre lent de ce dernier et l’énergie du vent est

convertie en énergie de rotation. Si elle est en revanche à entraînement direct, le moyeu transfère

l’énergie directement vers la génératrice annulaire (voir illustration 16: Éolienne sans multiplicateur

et illustration 17: Éolienne avec multiplicateur).

Chaque fabricant possède ses propres concepts quant à la construction des pales et conduit des

recherches visant à la création de modèles innovants ; aussi, il existe de nombreuses variantes aux

différences notables. On constate cependant que la conception de toutes pales modernes s’apparente

généralement à celle des ailes d’un avion.32

Les pales d’une éolienne utilisent le même principe de portance que les avions ou les oiseaux : en

raison du profil particulier de la pale, l’écoulement de l’air est plus lent en dessous de l’aile qu’au-

dessus. De ce fait, on observe le phénomène inverse pour la pression : celle-ci est moins importante

au-dessus de l’aile qu’en dessous. Une différence de pression (effet de portance) est ainsi générée. Ce

sont précisément ces forces qui provoquent la rotation du rotor.

31


32 Association mondiale de l’énergie éolienne, 2011

sur 49


Illustration 72 : Effet de portance au niveau de la pale grâce à la différence de pression33

À l’instar des rotors à trois pales actuellement très courants, des rotors à deux pales sont également

exploités. Les moulins à vent traditionnels munis de 20 à 30 pales en métal étaient utilisés pour le

pompage de l’eau. Il est aujourd’hui reconnu que le rotor à trois pales est le plus efficace pour la

production d’énergie sur de grandes éoliennes. Favorisant une meilleure distribution de la masse, les

trois pales permettent un mouvement de rotation plus lisse et présentent une apparence dont émane

davantage de calme. Sur les éoliennes particulièrement grandes, le diamètre du rotor peut atteindre

126 mètres. Des travaux visant à élargir encore ces dimensions sont actuellement en cours.34

Les pales sont principalement fabriquées en matières synthétiques renforcées de fibres de verre, de

fibres de carbone, de bois et de métal (protection contre la foudre, etc.). Les couches les constituant

sont généralement collées les unes aux autres avec de la résine époxy. Plus lourds et exposés à la

fatigue du métal, les alliages d’aluminium et d’acier sont en principe utilisés uniquement sur les

éoliennes de très petite taille.35

1.3.3 La vitesse spécifique

Un paramètre de base ayant trait au dimensionnement des pales est le rapport de vitesse λ (tip speed

ratio), . Il s’agit du quotient de la vitesse de l’extrémité des pales (U) par la vitesse du vent non

perturbé en amont du rotor (V). Par exemple, si un vent de 10 m/s souffle sur une turbine et que

l’extrémité de ses pales tourne à une vitesse de 70 m/s, la vitesse spécifique sera de 70/10 = 7. Ces

valeurs déterminent la charge des pales :

33




sur 49


= U / V

Avec :

V = vitesse en amont du rotor (m/s)

U = vitesse périphérique des pales (m/s)

Le rapport de vitesse optimale varie selon le nombre de pales présentes sur le rotor d’une éolienne.

Plus ce nombre est réduit, plus la vitesse de rotation du rotor doit être élevée pour qu’un maximum

de puissance soit extrait du vent. Par exemple, Le rapport de vitesse des Western Wind Turbines aux

nombreuses pales est généralement de 1, tandis que celle des éoliennes à une seule pale est

d’environ 11. Les éoliennes typiques à trois pales possèdent quant à elles un rapport de vitesse de 6 à

7. Si Le rapport de vitesse est trop bas, par exemple si des pales de qualité inférieure sont utilisées,

l’éolienne aura tendance à ralentir. Sur les éoliennes verticales modernes, la vitesse périphérique des

pales se situe généralement entre 75 m/s et 150 m/s. En raison de la protection contre le bruit, des

vitesses supérieures à 75 m/s ne sont pas réalisées. Si le rapport de vitesse est trop élevé, le

tournoiement du rotor sera extrêmement rapide en cas de turbulence et l’extraction optimale de la

puissance du vent ne pourra avoir lieu. L’éolienne sera en outre soumise à de fortes contraintes et

exposée au risque d’effondrement.36

Le rapport de vitesse des éoliennes de type Savonius est toujours inférieure à 1 car leur

fonctionnement se base sur le principe de traînée. Leur vitesse de rotation est donc particulièrement

lente.

1.3.4 Les concepts de surveillance et de limitation de la puissance

Comme l’illustre l’équation P ~ v3, la puissance du vent augmente très rapidement lorsque sa vitesse

s’intensifie. Une vitesse du vent élevée pourrait exposer le rotor à une accélération trop importante :

son énergie de rotation serait alors supérieure à la puissance nominale de la génératrice électrique,

phénomène provoquant l’endommagement de cette dernière. Aussi, les éoliennes sont munies de

dispositifs de surveillance et de limitation de la puissance. Deux technologies sont appliquées :

Le pas variable (pitch-control);

Le pas fixe (stall-control).

Les pales à pas fixe sont montées à un angle fixe sur le moyeu. Cependant, la géométrie de la pale est conçue de façon à provoquer une turbulence derrière la pale lorsque le vent atteint une certaine vitesse : si cette dernière est trop élevée, l’écoulement d’air s’écarte de la surface de la pale et le transfert de la puissance du vent vers la pale est réduit.37

Le concept de pas variable a été élaboré de 1990 à 2000. Chacune des pales peut être

individuellement pivotée hors du vent ou face au vent. L’ajustement de l’angle d’inclinaison peut être

effectué par transmission mécanique (pour les systèmes à puissance de sortie inférieure à 100 kW),

36 REUK.co.uk, 2011

37 West Texas A&M University, 2011

sur 49


hydraulique (à partir de 300 kW) ou électrique (actionnement le plus courant, en particulier pour les

grandes éoliennes > 500 kW). Un contrôleur surveille en permanence la puissance de sortie de

l’éolienne. Lorsque le vent est trop fort, les pales sont pivotées hors du vent le long de leur axe –

généralement d’une fraction de degré seulement – ce qui réduit la portance aérodynamique. Ce

procédé permet au rotor de continuer de générer de la puissance à une capacité nominale, et ce

même si les vitesses du vent sont élevées.38 Les coefficients de performance diminuent et le

développement du couple est également limité au niveau du rotor.

Aujourd’hui le pas variable est très courant sur les éoliennes à raccordement au réseau ; celui-ci

occupe 90 % des parts du marché.

1.3.5 La courbe de puissance des éoliennes

Les deux graphiques suivants représentent les courbes de puissance d’une éolienne à pas variable et

d’une éolienne à pas fixe. Le vent une fois parvenu à la vitesse de démarrage, les deux éoliennes

commencent à générer de l’électricité. La puissance de chaque éolienne augmente avec rapidité et

lorsque la vitesse du vent s’approche de la vitesse nominale, la limitation de puissance est activée.

Dès que la puissance nominale de la génératrice est atteinte, la puissance de sortie de l’éolienne

cesse de croître. À partir de là, les éoliennes à pas variable voient leur courbe de puissance s’aplatir

ou presque ; celle des éoliennes à pas fixe varie. Dans les deux cas, les courbes ne dépassent jamais la

puissance nominale de la génératrice. Si la vitesse du vent devient trop élevée, les éoliennes

s’arrêtent automatiquement (vitesse de coupure). Une fois que la vitesse de coupure est atteinte, les

éoliennes à pas variable font pivoter leurs pales dans la direction de la girouette et les éoliennes à pas

fixe appliquent un freinage aérodynamique.

38

West Texas A&M University, 2011

sur 49


Illustration 13 : Courbe de puissance d’une éolienne contrôlée par calage variable de pale39

Illustration 14 : Courbe de puissance d’une éolienne à régulation par décrochage aérodynamique40

39

Suzlon (2010)

40 Markus Pöller et Oscar Amaya (2009)

sur 49


Le graphique ci-dessous illustre la relation entre la courbe de puissance du vent (en bleu – axe des

ordonnées de gauche) et la courbe du coefficient de puissance (en rouge – axe des ordonnées de

droite) : sur cet exemple, l’éolienne fait pivoter les pales en position de fonctionnement à partir de la

vitesse de démarrage 2 m/s. De la puissance est alors générée. Le coefficient de puissance augmente

très rapidement pour atteindre sa valeur maximale de 0,48 ; après quoi, il reste constant sur des

vitesses de vents situées entre 7 m/s et 9 m/s. Au-delà de 9 m/s, l’éolienne commence à réduire le

coefficient de puissance en faisant tourner les pales de quelques degrés. Celles-ci se retrouvent alors

dans une position leur permettant de perdre une partie de la puissance du vent. Au-dessus de la

vitesse nominale du vent (13 m/s), l’éolienne fonctionne à une puissance nominale de 330 kW. La

puissance de sortie peut rester constante même si les vitesses du vent sont plus élevées car le

coefficient de puissance est réduit en continu jusqu’à 0,05. La vitesse de coupure avec un coefficient

de puissance nul n’apparait pas sur ce graphique.

Illustration 15 : Courbe de puissance et courbe de coefficient de puissance d’une éolienne de 330

kW41

1.3.6 La nacelle

La nacelle abrite toute la machinerie permettant le fonctionnement de l’éolienne. Devant être à

même de pivoter pour suivre la direction du vent, elle est fixée au mât par des roulements (voir le

chapitre sur le système d’orientation). La nacelle comporte le système de transmission constitué des

éléments suivants : l’arbre du rotor avec roulement, le multiplicateur (absent sur les éoliennes à

entraînement direct), le ou les freins, l’accouplement, la génératrice, l’électronique de puissance, le

système de refroidissement/de réchauffement et une petite grue.

41

Albrecht Tiedemann, 2011

sur 49


La tâche du multiplicateur est de faire correspondre les vitesses de rotation entre le rotor à

marche lente (18-50 T/min) et la génératrice à marche rapide (en général 1 500 T/min). Les

multiplicateurs possèdent ordinairement plusieurs étages leur permettant de s’adapter aux

différentes conditions de vent.

La génératrice de l’éolienne convertit l’énergie mécanique en énergie électrique. Une

distinction est généralement faite entre génératrices synchrones et asynchrones. Comme

mentionné plus haut, les génératrices annulaires multipolaires à marche lente n’ont recours à

aucun multiplicateur.

Il existe généralement deux types de freinage : les systèmes de freinage aérodynamique et les

systèmes mécaniques.

La disposition des composants à l’intérieur de la nacelle peut varier légèrement selon le fabricant.

sur 49


Illustration 86 : Éolienne sans multiplicateur 42

1 refroidisseur d’huile 6 grue 11 frein 16 cylindre de calage

2 refroidisseur d’eau 7 génératrice 12 fondation 17 contrôleur du moyeu

3 transformateur 8 accouplement à disques 13 roulement des pales 4 capteur de vent 9 dispositifs d’orientation 14 moyeu 5 convertisseur 10 multiplicateur 15 pale

Illustration 97 : Éolienne avec multiplicateur 43

42

www.enercon.de

43 www.vestas.com

sur 49


1.3.7 Génératrice et raccordement au réseau

Lorsque le développement de l’énergie éolienne raccordée au réseau en était encore à ses prémices,

les modèles de génératrice étaient relativement simples. Les génératrices asynchrones classiques

(génératrices de type 1) ou les génératrices asynchrones à rotor bobiné avec résistance rotorique

variable (génératrices de type 2) dominaient alors le marché. Aujourd’hui, en raison des exigences

spécifiques du code réseau, les génératrices asynchrones à double alimentation (génératrices de type

3) et les génératrices à pleine interface du convertisseur (génératrices de type 4) occupent une place

de plus en plus prépondérante.

Les génératrices de type 1 ont connu un grand succès commercial. Fiables et de conception simple,

elles se caractérisaient par leur solidité. En conséquence de la crise de l’énergie dans les années 80,

les fabricants danois ont acquis une vaste expérience en vendant un grand nombre d’éoliennes

équipées de ce type de génératrices aux États-Unis. Au début des années 90, les fabricants danois se

trouvaient à la tête du marché sur le segment des éoliennes de 150 kW à 300 kW. Les éoliennes

étaient à axe horizontal et possédaient un rotor à trois pales face au vent. Raccordées directement au

réseau, elles fonctionnaient à vitesse de rotor constante. Elles étaient munies d’un dispositif

d’orientation actif et leur puissance était limitée par décrochage aérodynamique.

Les génératrices de type 2 utilisaient une résistance externe et avaient déjà recours à un circuit

d’électronique de puissance (pont de diode et hacheur en CC). Pour éviter l’emballement du rotor et

réduire les charges mécaniques sur les pales et les composants de l’éolienne, une limitation de la

puissance de sortie était effectuée par la régulation de l’angle de calage des pales.44

Sur les génératrices de type 3, le stator de la génératrice asynchrone est directement raccordé au

réseau alors que l’enroulement du rotor triphasé est alimenté par l’électrique de puissance

(convertisseur) par l’intermédiaire de bagues d’entraînement. L’avantage de ces génératrices réside

dans le fait que le convertisseur présente une puissance nominale moindre par rapport aux

génératrices du type 4. La capacité du convertisseur représente environ 30 à 40 % de la puissance

totale de la génératrice. L’éolienne fonctionne à différentes vitesses de rotor et utilise un

multiplicateur.

Sur les génératrices de type 4, la quantité totale de la puissance générée est fournie au réseau par

l’intermédiaire d’un convertisseur. Le convertisseur de puissance convertit le courant alternatif (CA)

en courant continu (CC), et puis vice versa. La génératrice peut être adaptée à la vitesse du vent de

façon optimale. Certains fabricants choisissent de ne pas avoir recours au multiplicateur, ce qui

implique l’intervention d’une génératrice synchrone à faible vitesse et à grand nombre de pôles sur

les éoliennes sans multiplicateur, la vitesse nominale se situe généralement entre 10 T/min et 25

T/min.

Le raccordement au réseau des éoliennes et des parcs éoliens est effectué via un transformateur car

la tension de la génératrice est peu élevée. Les niveaux de tension des génératrices d’éolienne varient

ordinairement entre 120 et 3 300 volts. Un raccordement sur des réseaux à haute ou moyenne

tension requiert des niveaux de tension entre 30 000 et 380 000 volts. Les transformateurs

44

NREA (2006)

sur 49


permettent d’atteindre ces performances. Un convertisseur de petite taille raccorde l’éolienne au

réseau interne du parc éolien. Au point de couplage commun (PCC), un transformateur plus

important raccorde le parc éolien au réseau de distribution ou de transport.

Illustration 108 : Modèles de génératrices : type 1 – génératrice asynchrone classique ; type 2 – génératrice asynchrone à rotor bobiné avec résistance rotorique variable ; type 3 – génératrice asynchrone à double alimentation ; type 4 – pleine interface du convertisseur45

Le tableau suivant récapitule quelles capacités de parcs peuvent être raccordées aux différents

niveaux de tension du réseau.

45

Laboratoire national sur les énergies renouvelables « WIND GENERATOR DEVELOPMENT » annexe V « MODEL VALIDATION OF WIND TURBINE GENERATOR », 2007

sur 49


Taille de l’éolienne ou capacité du parc éolien Niveau de réseau adapté au raccordement

Éoliennes de petite à moyenne taille, jusque ≈ 300 kW

Réseau basse tension (env. 1 kV)

Éoliennes de moyenne à grande taille, petits parcs éoliens, jusque ≈ 2 – 5 MW

Ligne de réseau moyenne tension (env. 1 à 35 kV)

Parcs éoliens onshore de moyenne à grande taille, jusque ≈ 10 – 40 MW

Réseau moyenne tension, poste de transformation haute tension (env. 1 à 35 kV)

Clusters de grands parcs onshore, jusque ≈ 100 MW

Réseau haute tension (env. 35 à 110 kV)

Grands parcs éoliens offshore, > 0,5 GW

Réseau extra-haute tension (env. 220 kV ou plus)

Tableau 6 : Raccordement d’éoliennes et de parcs éoliens aux différents niveaux de réseau46

1.3.8 Le système d’orientation

Pour permettre une conversion efficace de l’énergie cinétique du vent en énergie de rotation du

rotor, les éoliennes sont équipées d’un système s’adaptant à la direction du vent. L’ensemble de la

nacelle est mis en mouvement par des moteurs électriques constituant le système d’orientation.

Celui-ci modifie la position de la nacelle en fonction de la direction du vent mesurée à l’aide d’une

girouette en haut de la nacelle. Faisant figure d’exception, les éoliennes Savonius et Darrieus ne

possèdent pas de dispositif d’orientation.

1.3.9 Le mât

Le mât d’une éolienne est en béton, en métal ou en bois ; il peut également être fabriqué dans une

combinaison de ces matériaux.

Les plus grandes éoliennes possèdent une tour tubulaire en acier construite par sections. La plupart

de ces mâts sont généralement constitués de deux à quatre sections de 20 à 30 mètres chacune et

munies d’une bride aux deux extrémités. Elles sont assemblées par des boulons sur le site même.

Des tours en béton peuvent être dressées avec des tronçons tout spécialement conçus assemblés

directement dans le parc éolien. La fabrication des tronçons a, quant à elle, entièrement lieu dans

une usine de préfabrication du béton. Il est également possible de construire la tour entièrement sur

le site en ayant recours à un coffrage grimpant (la technique du « béton coulé sur place »). Les

travaux sont cependant fréquemment interrompus lorsque la température est trop basse (en hiver).

La construction des tours en treillis consiste à utiliser le matériau uniquement là où il est nécessaire

pour supporter la structure. Cette méthode permet de réduire le poids du mât. Par ailleurs, le coût 46


sur 49


des matériaux est bien moindre que pour les tours tubulaires et les profils en acier sont aisément

transportables, en particulier en terrains complexes. Les besoins de maintenance et d’entretien

peuvent s’avérer relativement élevés car les nombreux profils en acier nécessitent des contrôles

réguliers.

L’inconvénient des tours en treillis ou des tours en béton coulé sur place réside dans le fait que leur

montage à même le site est plus long que la construction de tours tubulaires. En revanche, ces

solutions offrent un réel avantage en termes de transport.

L’implantation de parcs éoliens donne souvent lieu à de véritables défis logistiques car leurs

composants peuvent peser jusque plusieurs centaines de tonnes (par ex. la nacelle) et être très

volumineux (par ex. les pales, les mâts).

Sur les mâts hybrides, une tour segmentée en béton manufacturé est surmontée de sections

tubulaires en acier. Un tel modèle présente l’avantage d’un transport aisé par camions ordinaires, en

particulier dans les pays où le transport de tours en acier à large diamètre peut poser problème et où

les tronçons de béton peuvent être produits localement.

Les mâts tubulaires haubanés sont uniquement utilisés pour les petites éoliennes. Ils sont légers et

peuvent être dressés sans grue.

Si certaines éoliennes possèdent un ascenseur, toutes sont munies d’escaliers.

La hauteur du mât dépend beaucoup de facteurs économiques, de la ressource éolienne et du

modèle d’éolienne prévu. Il semble évident que les grandes turbines munies de longues pales

requièrent de hauts mâts. Mais de telles tours permettent également d’exploiter des vitesses des

vents plus fortes, et donc d’atteindre un rendement énergétique plus élevé. Pour déterminer la taille

optimale, il faut prendre en compte

le coût de fabrication au mètre,

la variation du vent local en fonction de l’altitude à partir du sol (en cas de forte rugosité, une

tour élevée sera plus avantageuse),

les revenus générés par l’électricité supplémentaire produite à une hauteur plus élevée.

Les fabricants optent souvent pour une hauteur de mât correspondant au diamètre du rotor. Et d’un

point de vue esthétique, beaucoup trouvent une éolienne plus harmonieuse si la hauteur de son mât

est approximativement équivalente au diamètre de son rotor.47

1.3.10 Fondation du mât

La fondation doit garantir la stabilité de l’éolienne. En fonction de la consistance du sol, il existe

différents modes de construction.

Sur la terre ferme, le type de fondation le plus fréquent est une vaste dalle de béton sous terre

constituant le socle de l’éolienne (dalle de fondation ou fondation superficielle). Une fondation à

47

Association danoise de l’industrie éolienne

sur 49


pieux enfoncés dans le sol est également possible, en particulier si le sous-sol manque de

consistance. Des ancrages spécifiques implantent la fondation de l’éolienne dans le sol. Leur longueur

dépend de la stabilité du sous-sol et des paramètres techniques de l’éolienne (poids, hauteur de la

tour – la longueur peut atteindre 30 mètres).

Pour les parcs offshore48, on a recours à des caissons de fondation en béton placés sur le fond marin.

Extrêmement lourds, leur stabilité est telle qu’ils ne requièrent aucun autre système de fixation.

Les fondations à trépied sont constituées de trois pieux en acier ancrant le mât dans le fond marin.

Chaque pieu est fixé dans le sol avec des « clous » longs de 10 à 30 mètres.

La fondation par aspiration (fondation « bucket ») consiste en une structure cylindrique en acier à

fond ouvert placée sur le sol marin puis vidée par pompage : la pression élevée s’appliquant à

l’extérieur presse la jupe à l’intérieur du sol.

Le monopilot d’acier est un pieu unique enfoncé sur 10 à 30 mètres de profondeur dans le sol marin.

Illustration 119 : Fondation par caisson, à monopilot, jacket et à trépied des éoliennes offshore49

48

Pour obtenir davantage d’informations sur l’énergie éolienne offshore, consulter la page : http://www.alpha-ventus.de/index.php?id=80

49 Source : Institut Offshore Windenergie, « fascination offshore », www.offshore-stiftung.de, exposition, 2010

http://www.offshore-stiftung.de/

sur 49


1.3.11 L’éolienne à axe vertical

Les éoliennes Savonius et Darrieus sont des modèles à axe vertical. Basé sur le principe de la traînée,

le fonctionnement des Savonius est similaire à celui d’un anémomètre à coupelle (illustration ci-

dessous). Le rendement des éoliennes Savonius est généralement bas. Environ 15 % de la puissance

éolienne atteignant le rotor est transformée en énergie mécanique de rotation – cette quantité est

très inférieure aux performances de l’éolienne Darrieus qui, au lieu de la traînée, exploite l’effet de

portance.

Les éoliennes Savonius conviennent difficilement aux grandes puissances électriques ; elles sont

cependant utiles pour la génération d’électricité domestique à petite échelle, en particulier dans les

zones en proie à de fortes turbulences. Elles sont davantage adaptées à des applications réclamant

une vitesse de rotation lente et un couple élevé, tel le pompage de l’eau ou la mouture du grain. 50

Illustration 20 : Rotor de Savonius51

1.3.12 Normes et standards

Au cours des dernières décennies, un nombre considérable de normes et de standards ayant trait à

l’énergie éolienne a été élaboré. La série CEI 61400 est la plus importante, en particulier pour les

éoliennes et les parcs éoliens. Elle définit les exigences de conception des petites et grandes

éoliennes ainsi que des éoliennes offshore, les techniques de mesure du bruit acoustique, la

déclaration de niveau de puissance acoustique et la tonalité, les mesurages de rendement

énergétiques pour les éoliennes isolées et pour les parcs éoliens, le mesurage et l’évaluation des

caractéristiques de qualité de puissance des éoliennes connectées au réseau, la protection contre la

foudre, les essais de conformité, la certification ainsi que la communication pour la surveillance et la

commande des centrales éoliennes. Aujourd’hui, tous les grands fabricants d’éoliennes livrent des

éoliennes testées sur site d’essai. Aussi, leurs courbes de puissance peuvent être basées sur des

valeurs mesurées.

50

REUK.co.uk : « Savonius Wind Turbines » http://www.reuk.co.uk/Savonius-Wind-Turbines.htm, téléchargement 2011


http://www.reuk.co.uk/Savonius-Wind-Turbines.htm

sur 49


Pour garantir une qualité supérieure, les développeurs responsables de la conception de parcs éoliens

doivent avoir exclusivement recours à des pièces testées et homologuées conformément au standard

CEI 61400 par une institution indépendante accréditée selon la norme ISO/CEI 17025:2005.

À propos du raccordement au réseau des éoliennes ou du parc éolien, des organismes indépendants

tels la Commission électrotechnique internationale (CEI), le Comité européen de normalisation en

électronique et en électrotechnique (CENELEC), l’Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens

(IEEE) ou l’Institut américain de normalisation (ANSI) ont élaboré des standards sur des thèmes

spécifiques tels le raccordement d’installations fluctuantes sur les réseaux à moyenne, haute et extra-

haute tension (CEI 61000-3-7), les caractéristiques de tension de l’électricité fournie par les systèmes

de distribution publiques (EN 50160), l’interconnexion des ressources distribuées aux réseaux

d’approvisionnement en électricité (IEEE 1547) ou la norme CEI 61400 partie 21 déjà mentionnée qui

établit les standards de mesurage et d’évaluation de qualité de puissance des éoliennes connectées

au réseau.

En ce qui concerne plus particulièrement l’intégration au réseau des éoliennes, de nombreux

exploitants de systèmes de transmission ou de distribution ont publié des standards portant sur le

raccordement des éoliennes au réseau. Ces codes réseau définissent le comportement en conditions

d’exploitation normales, la qualité de puissance, les restrictions opérationnelles et les exigences en

cas de réactivation de la génération après une déconnexion du réseau. À titre d’exemple, on peut

citer ici les codes réseau allemands sur les ressources renouvelables connectées au réseau de

transport à haute tension et les codes relatifs au raccordement au réseau de distribution moyenne et

basse tension. L’Association européenne de l’énergie éolienne encourage une harmonisation – au

moins à l’intérieur de l’Union européenne – des codes réseau qui permettrait de réduire les frais de

développement des éoliennes.

Des sociétés indépendantes, tels German Lloyd Wind Energy GmbH (GL), Det Norske Veritas (DNV) ou

le Deutsches Institut für Bautechnik (DIBt), ont émis des régulations complémentaires. Ces règles

comportent des hypothèses de charge pour la conception des composants de convertisseurs

d’énergie éolienne, des directives pour la conception d’éoliennes ou des réglementations spécifiques

aux sites portant sur le mât et les fondations. Il est primordial de toujours vérifier les règlementations

en vigueur du pays d’implantation.

sur 49


Partie Contenu de la norme CEI 61400

-1 Exigences de conception des grands aérogénérateurs

-2 Exigences de conception des petits aérogénérateurs

-3 Exigences de conception des aérogénérateurs en pleine mer

-11 Technique de mesure du bruit acoustique

-12-1 -12-2 -12-3

Mesure du rendement énergétique Rendement énergétique basé sur l’anémométrie de la nacelle Essai sur le rendement énergétique des parcs éoliens

13 Mesure des charges mécaniques

14 Déclaration de niveau de puissance acoustique apparent et valeurs de tonalité

21 Mesure et évaluation des caractéristiques de qualité de puissance des éoliennes connectées au réseau

22 Essais de conformité et certification

23 Essais à grande échelle des pales de rotor

24 Protection contre la foudre

25 Communication pour la surveillance et la commande des centrales éoliennes

Tableau 7 : Série de standards CEI 61400 pour les éoliennes et les parcs éoliens

Même s’il s’agit de phénomènes rares, les rafales et les charges extrêmes qu’elles entraînent doivent

être prises en considération lors de la conception. La vitesse moyenne du vent, les turbulences et la

vitesse du vent maximum sur 50 ans sont également des paramètres dont il faut tenir compte. La

norme CEI 61400-1 distingue quatre classes d’éoliennes :

Classes d’éoliennes**) I II III IV

Vitesse de référence du vent (m/s) 50 42,5 37,5 30

Vitesse moyenne annuelle du vent (m/s) 10 8,5 7,5 6

Vitesse extrême récurrente sur 50 ans (m/s) 70 59,5 52,2 42

Vitesse extrême récurrente sur 1 an (m/s) 52,5 44,6 39,4 31,5

**) Il existe d’autres catégorisations en classes de turbulence élevée / faible

Tableau 8 : Les classes d’éoliennes selon la norme CEI 61400-1

sur 49


1.4 La planification et la conception des parcs éoliens

Objectifs pédagogiques :

Apprendre à calculer le rendement énergétique d’une éolienne spécifique à partir de

mesures de vitesse du vent

Apprendre les notions de facteur de capacité et d’heures à pleine charge et apprendre à les

calculer

Apprendre les principes de base pour la sélection d’un site à même d’accueillir un parc éolien

Apprendre les notions d’effet stroboscopique et de production de bruit

Apprendre les voies d’élimination des composants d’un parc éolien

1.4.1 Générales

La phase de planification comporte généralement trois étapes : les investigations initiales, l’étude du

site et la planification en tant que telle.

Au cours des investigations initiales, une étude de faisabilité portant sur le site sélectionné est

réalisée. L’estimation des conditions de vent, du rendement énergétique, de l’aménagement du parc

éolien et la connaissance de la conjoncture locale sont des aspects majeurs de la planification

technique.

Dans le cadre de la conception d’un parc éolien, il est nécessaire de disposer d’informations fiables

quant à la puissance du vent à prévoir et au rendement énergétique de chaque éolienne afin d’être

en mesure d’en calculer la viabilité économique. Outre les informations propres aux ressources, des

facteurs environnementaux influencent également l’aménagement du parc. Les émissions sonores,

l’effet stroboscopique ou l’impact visuel peuvent avoir une influence majeure dans la détermination

du nombre d’éoliennes, de leur puissance nominale ou de la distance les séparant des habitations

voisines.

1.4.2 Calcul du rendement énergétique

Le calcul de la production énergétique annuelle d’une ferme éolienne nécessite un nombre important

d’informations. Mais deux paramètres sont fondamentaux. Le premier est la distribution de la vitesse

du vent sur le site prévu ; le second, la courbe de puissance des éoliennes.

sur 49


Ei = Pi(vi) x ti

Avec :

ti = durée des vitesses du vent pour la classe de vent [h, heures]

Ei = rendement énergétique de la classe de vent [Wh, watt-heures]

Pi(vi) = puissance de la classe de vent vi sur la courbe de puissance de l’éolienne [watt ; joule

par seconde]

E = E1 + E2 +…+ En

E = rendement énergétique annuel [Wh]

Si plusieurs éoliennes sont implantées, elles s’influencent négativement les unes les autres : le

rendement énergétique à l’intérieur d’un parc éolien est donc inférieur à celui d’une turbine isolée

(effet de sillage). La disponibilité des éoliennes tout comme les interruptions du raccordement au

réseau figurent parmi les autres paramètres à prendre en compte. Les pertes sur le réseau électrique

interne du parc éolien ne doivent elles non plus pas être négligées. Des outils logiciels viennent en

aide aux développeurs de parcs éoliens. La production énergétique annuelle au point de couplage

commun est généralement calculée de la manière suivante :

Production énergétique annuelle [Wh] = Rendement énergétique de la ferme éolienne [Wh]

x Pourcentage des pertes du réseau interne [%] x Disponibilité des éoliennes [%] x

Disponibilité de la connexion au réseau [%]

Des outils professionnels tels WAsP, WindPro, Windfarmer, WindSim, OpenWind et HOMER peuvent

être utilisés pour le calcul du rendement énergétique.

1.4.3 Le facteur de capacité et les heures à pleine charge

Le facteur de capacité et les heures à pleine charge décrivent la performance d’une éolienne ou d’un

parc éolien entier. Ils représentent une mesure de la productivité d’un objet pendant une certaine

période sur un site spécifique. Ces deux paramètres prennent en compte la quantité d’énergie

générée. La période porte ordinairement sur un an (durée d’une période = 8 760 heures). Ils

expriment la qualité de la ressource « vent » en combinaison avec celle de la technologie employée et

sa disponibilité.

La vitesse du vent n’atteignant pas toujours la vitesse du vent nominale propre à l’éolienne et cette

dernière ne fonctionnant pas continuellement à sa puissance nominale, le facteur de capacité est non

dimensionnel et toujours inférieur à 1. De ce fait, la quantité totale d’énergie générée est toujours

inférieure à la quantité maximale théorique pouvant être générée par l’éolienne ou le parc éolien. Le

calcul du facteur de capacité et des heures à pleine charge requiert les données suivantes :

Quantité d’énergie générée par l’éolienne pendant une certaine période

Quantité d’énergie maximale théorique que l’éolienne générerait si le vent soufflait

invariablement à sa vitesse nominale – la turbine serait alors techniquement disponible en

permanence (on ne présume aucune interruption due aux travaux de maintenance ou de

réparation).

sur 49


Il est possible d’obtenir le facteur de capacité en divisant la totalité de l’énergie produite pendant une

période par la génération d’énergie maximale théorique ou par la puissance nominale de l’éolienne

multipliée par la durée de la période :

Les heures à pleine charge permettent elles aussi d’analyser la performance d’une éolienne ou d’un

parc éolien sur un site spécifique. L’unité alors employée est généralement l’heure/an. La valeur

maximum théorique (si l’éolienne fonctionne toute l’année à puissance nominale) serait de 8 760 h/a.

Mais la vitesse du vent n’est pas toute l’année aussi forte. Le nombre d’heures à pleine charge des

éoliennes varie de 500 h/a sur les sites peu adaptés (par ex. les éoliennes mal situées et exposées à

des vents faibles) à 4 500 h/a sur les sites très bien exposés (par ex. en mer ou sur le littoral).

1.4.4 Étude de configuration du site

Pour concevoir un parc éolien, il est nécessaire de disposer d’informations sur la ressource éolienne

locale ainsi que sur les aspects techniques et écologiques généraux dominant le contexte économique

et l’acceptation du parc éolien. Les paramètres évoqués ci-dessous sont souvent déjà pris en compte

par les autorités de planification lorsqu’elles établissent et publient les cartes des régions adaptées au

développement de l’énergie éolienne. Si de telles cartes n’existent pas pour le site prévu, les

planificateurs du projet doivent analyser les aspects suivants52 :

Raccordement au réseau : capacité de raccordement au réseau, distance par rapport au point

de couplage au réseau électrique approprié

Accès au site : capacité des voies d’accès locales à faciliter la construction et le transport sur

le site de la machinerie volumineuse et des grands composants

52

Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin

sur 49


Utilisation des sols : informations sur le propriétaire du site prévu pour les éoliennes, le poste

de transformation, les câbles et l’espace requis par les grues et tout autre équipement

pendant la phase de construction et, par la suite, les travaux de réparation

Conditions du sol, notamment sa stabilité et la présence de cours d’eau

Interférence avec le trafic aérien et la radiodiffusion/télédiffusion

Environnement : impacts environnementaux locaux, incluant le bruit et l’effet

stroboscopique, l’impact du projet sur le patrimoine naturel, les questions liées à l’impact

visuel des éoliennes, des postes de transformation et des voies d’accès (taille, ampleur,

configuration et visibilité du projet dans certaines zones)

Élimination des déchets/des matériaux excédentaires provenant de la construction/de

l’aménagement du site et considérations quant à la mise hors service

1.4.5 Effet stroboscopique

Lorsque le soleil est bas sur l’horizon, une éolienne, comme toute autre structure élevée, projette de

longues ombres sur le terrain qui l’entoure, en particulier après l’aube et avant le coucher du soleil.

Parfois, les pales d’une éolienne projettent une ombre sur la fenêtre d’une maison voisine et leur

rotation semble couper la lumière en morceau. On parle alors d’effet stroboscopique. Ce phénomène

court se produit uniquement lorsque plusieurs conditions spécifiques sont réunies. Par exemple si :

l’orientation du soleil est perpendiculaire, ou presque, à l’orientation du rotor et

l’éolienne se situe directement entre le soleil et l’habitation concernée et

la vitesse du vent est supérieure à la vitesse de démarrage de la turbine (pour garantir la

rotation des pales).

Il est possible d’éviter ou de réduire l’effet stroboscopique en sélectionnant le site avec précaution et

en étant particulièrement vigilant lors de la conception et de la planification. Des logiciels de

conception sont à même de calculer et de quantifier cet effet pour différents aménagements de parc

éolien. Ces résultats peuvent être mis à profit pour évaluer et réduire la probabilité de survenance de

l’effet stroboscopique.53

1.4.6 Le bruit

Le fonctionnement des éoliennes implique la production de bruit mécanique et aérodynamique. Le bruit mécanique est dû au fonctionnement des composants mécaniques de l’éolienne à l’intérieur de la nacelle (génératrice, multiplicateur et autres éléments en rotation du système de transmission). Le bruit aérodynamique est quant à lui influencé par divers facteurs tels la forme des pales, la vitesse spécifique, la vitesse du vent, le passage des pales devant le mât et la turbulence du vent en face des pales. Le bruit aérodynamique résulte généralement du mélange d’un grand nombre de fréquences

53


sur 49


différentes (large bande) et peut présenter un caractère rythmique. Le bruit mécanique d’une éolienne est de nature tonale. Le bruit de l’éolienne augmente avec la vitesse du vent, mais lorsque ce dernier est particulièrement fort, son propre bruit masque en grande partie celui de l’éolienne. Le bruit provenant des éoliennes est davantage émis dans certaines directions que dans d’autres, les secteurs sous le vent étant sujets aux niveaux de bruit les plus élevés. 54

Il existe diverses mesures favorisant la diminution des émissions sonores, par exemple l’adoption de

mâts tubulaires à la place de mâts en treillis, le fonctionnement à vitesse variable et la réduction des

vitesses spécifiques (associée à un modèle à 3 pales plutôt qu’à 1 ou 2 pales). Il est également

possible de réduire le bruit mécanique en optant pour un multiplicateur perfectionné, un système à

entraînement direct sans multiplicateur ou le recours à des techniques anti-vibratoires. 55

Il est essentiel de concevoir attentivement l’aménagement du parc afin d’obtenir l’acceptation publique dans les zones sensibles au bruit. Ces dernières incluent toute habitation occupée, les hôtels, les infrastructures médicales, les sites à caractère pittoresque ou les espaces régulièrement utilisés dans le cadre d’activités de détente ou autres. 56

Des limites d’émission acoustique distinctes sont appliquées pendant la nuit et en journée. En

général, aucun problème majeur d’ordre acoustique n’est à prévoir si au moins 1 000 mètres séparent

une propriété sensible au bruit de la prochaine éolienne.

1.4.7 La mise hors service

Lorsqu’une éolienne arrive à là fin de la durée de vie, il revient au propriétaire du champ éolien de la

mettre hors service et de remplir les exigences légales. Généralement, la responsabilité du fabricant

prend fin au moment de la livraison du produit et de la mise en service. À l’heure d’aujourd’hui, il

n’existe encore aucune législation européenne régissant le recyclage des composants d’une éolienne

et ce sont les réglementations nationales qui définissent les responsabilités de chacun. Le tableau

suivant répertorie les filières de recyclage des éléments d’un parc éolien.

54


55 Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin

56 Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin

sur 49


Composant Matériau Voies d’élimination possible

Fondation Béton, acier Matériaux recyclables et de construction

Système de transmission

Fonte, lubrifiants (acier) Recyclage ou retraitement

Mât Acier, béton Métal à recycler / matériau de construction

Génératrice Fonte, cuivre, composants électroniques

Recyclage ou retraitement

Composants électroniques

Câbles, tableau de distribution Recyclage, recyclage énergétique

Nacelle Métaux, composants fibreux Recyclage (métaux), incinération

Pales Composants fibreux, âme de la structure sandwich

Incinération, recyclage des fibres

Tableau 9 : Filières de recyclage des éléments d’un parc éolien57

57


43

Wind Energy Basics

Abréviations

A = facteur d’échelle dans l’équation de Weibull

CA = courant alternatif

ANSI = Institut américain de normalisation

Btu = British thermal unit (unité d’énergie anglo-saxonne)

CEEO = convertisseur d’énergie éolienne (identique à EO)

CEI = Commission électrotechnique internationale

CENELEC 0 = Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens

CC = courant continu

Dévst = déviation standard

DIBt= Deutsches Institut für Bautechnik

DIE = Déclaration d’impact environnemental

DNV = Det Norske Veritas

EIE = Étude d’impact environnemental

EO = éolienne

GL = German Lloyd Wind Energy GmbH

GWh = gigawatt (109 W)

GWh = gigawatt-heure (109 Wh)

h = heure

hi (vi) = durée de la classe de vitesse du vent i [s] dans l’équation Weibull

Hz = hertz

I = turbulence de la vitesse du vent

IEEE = Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens

J = joule

K = facteur de forme [non dimensionnel] dans l’équation de Weibull

km = 1 000 m, kilomètre

kW = kilowatt (103 W)

kWh = kilowatt-heure (103 Wh)

LD = ligne distribution éolienne

m = mètre

44

Wind Energy Basics

Moy. = vitesse moyenne du vent

mph = mille par heure

Mtep = million de tonnes équivalent pétrole

MW = mégawatt (106 W)

MWh = mégawatt-heure (106 Wh)

n = nombre d’échantillons

PCR = point de couplage au réseau

PW = pétawatt (1015 W)

PWh = pétawatt-heure (1015 Wh)

s = seconde

SCADA = Supervision Control and Data Acquisition (système de télésurveillance et d’acquisition des

données)

TW = térawatt (1012 W)

TWh = térawatt-heure (1012 Wh)

V10min = vitesse moyenne du vent sur 10 minutes

vi = classe de vitesse du vent i [m/s]

W = watt

ZIV = zone d’impact visuel

ZPS = zone de protection spéciale

ZSC = zone spéciale de conservation

ZVT = zone de visibilité théorique

Unités :

1 kg = 1 000 g

1 nœud = 0,514444 m/s

1 kWh = 3 412,14 Btu

1 kWh = 3 600 000 J

1 kWh = 3,6 MJ

1 m/s = 1,94385 nœuds

1 m/s = 2,23694 mph

45

Wind Energy Basics

1 m/s = 3,6 km/hr

1 mph = 0,44704 m/s

1 t [tonne] = 1 000 kg

Index des termes clés

Anémomètre :

Dispositif attaché à un mât afin de mesurer la vitesse du vent sur un site donné. Les mâts

anémométriques sont généralement des structures élancées fixées au sol par des haubans.

Cadrage :

Identification des facteurs à analyser au cours d’une étude d’impact environnemental précise.

Classe de puissance éolienne :

Système destiné à évaluer la qualité des ressources éoliennes d’une zone géographique.

Coefficient de performance CP :

Une valeur sans dimension exprimant le coefficient de la puissance capturée par l’éolienne et

introduite dans le réseau. Il permet de mesurer l’efficacité de l’éolienne.

Contrôle à calage variable de pale :

Limitation de la puissance grâce au pivotement de la pale sur son axe horizontale. Les rotors à

contrôle à calage variable de pale fonctionnent généralement à vitesses variables.

Courant :

Vitesse à laquelle l’électricité traverse un conducteur ; mesuré en ampères (A).

Courbe de puissance :

Graphique représentant la puissance de sortie d’une éolienne en fonction de la vitesse du vent. Il

s’agit d’un des principaux critères permettant de déterminer l’éolienne convenant de façon optimale

aux conditions de vent spécifiques d’un site sélectionné.

Décibel (dB ou dB(A)) :

Mesure d’un son, échelle permettant d’exprimer les niveaux de puissance et de pression acoustiques.

Lors de la mesure du bruit ambiant, un réseau de pondération filtrant la fréquence sonore est utilisée

et le résultat est exprimé en dB(A). Un « décibel pondéré A » est une mesure du niveau de bruit total

des sons sur la plage de fréquences audibles (20Hz-20kHz) avec une pondération fréquentielle A (ou

« pondération A ») pour compenser les variations de sensibilité de l’oreille humaine aux sons

présentant différentes fréquences. L’échelle des décibels est une échelle logarithmique.

Déclaration d’impact environnemental (DIE) :

Le rapport résultant de l’étude d’impact environnemental. Il vise à anticiper tous les impacts

environnementaux importants liés à un projet proposé avant sa mise en œuvre ou le début des

constructions et spécifie les mesures devant être appliquées afin que ces impacts soient éliminés ou

réduits à un niveau acceptable.

46

Wind Energy Basics

Diamètre du rotor :

Il s’agit du diamètre du cercle balayé par le rotor. En règle générale, doubler le diamètre du rotor

permet de multiplier par quatre la puissance de sortie nominale d’une éolienne.

Effet stroboscopique :

Effet intermittent provoqué par la projection d’ombres lorsque les pales de l’éolienne traversent la

lumière du soleil. Sa manifestation dépend de la position géographique et du moment de la journée.

Étude d’impact environnemental (EIE) :

Étude destinée à apprécier les impacts environnementaux d’une implantation/d’un projet proposé(e)

avant sa réalisation.

Facteur de capacité :

Mesure de la productivité d’une éolienne prenant en compte la production maximum théorique

d’énergie.

Facteur de disponibilité :

Le pourcentage de la durée pendant laquelle l’éolienne est à même de fonctionner et n’est pas hors

service pour cause de maintenance ou de réparation. Il est également possible de calculer la

disponibilité par rapport à la quantité totale d’énergie pouvant théoriquement être générée.

Hauteur du moyeu :

Hauteur d’une tour d’éolienne à partir du sol jusqu’à l’axe médian du rotor.

Hertz (Hz) :

Unité de fréquence d’un son en cycles par seconde. La fréquence détermine par exemple la hauteur

d’un son.

KWh (kilowattheure) :

Unité d’énergie mesurant la quantité de puissance produite ou utilisée sur un intervalle d’une heure.

Limitation de puissance :

La limitation de puissance permet d’empêcher toute accélération de l’éolienne au-delà de la vitesse

prévue lors de sa conception.

Nacelle :

Enveloppe abritant toute la machinerie de l’éolienne. Elle est montée au sommet du mât.

Niveau de bruit résiduel :

Mesure de l’intensité sonore déjà présente sur le site en l’absence de production d’énergie éolienne.

Niveau de pression acoustique :

Mesure du niveau de bruit à un récepteur (riverains des parcs éoliens, microphone). L’unité de

mesure du son est le décibel (dB) et (dB(A)).

Niveau de puissance acoustique :

Évaluation de la capacité d’une source à produire un bruit (intensité de la source). La norme CEI

61400-11 réglemente la mesure du bruit des éoliennes. L’unité de mesure du son est le décibel (dB).

47

Wind Energy Basics

Normes CEI :

Directives définies par la Commission électrotechnique internationale (CEI) portant sur

l’homologation

Multiplicateur :

Dispositif permettant d’adapter la vitesse du rotor à celle de la génératrice. Des engrenages

cylindriques ou planétaires permettent d’atteindre différents étages.

Production d’énergie annuelle :

Énergie totale produite par une éolienne au cours d’une année.

Puissance de sortie :

Quantité de puissance produite par l’éolienne à une certaine vitesse.

Puissance nominale :

Puissance d’une éolienne à une vitesse nominale du vent.

Puissance nominale du vent :

La vitesse du vent à laquelle l’éolienne délivre sa puissance nominale.

Régulation de l’orientation :

Dispositif permettant à la nacelle de changer de direction pour faire face au vent.

Régulation par décrochage aérodynamique :

Limitation de la puissance grâce au décollement des filets d’air de la surface de la pale. Les rotors à

régulation par décrochage aérodynamique fonctionnent généralement à deux vitesses.

Rendement de référence :

Énergie produite pour une vitesse moyenne du vent de 5,5 m/s à 30 mètres de hauteur et une

distribution de Rayleigh des vitesses du vent avec un facteur de forme k = 2 et une longueur de

rugosité Z0 = 0,1 m.

SCADA :

Système de télésurveillance et d’acquisition des données (Supervision Control and Data Acquisition)

chargé de surveiller, collecter, emmagasiner et analyser des données d’exploitation.

Sites Natura 2000 :

Ensemble des sites européens appartenant au réseau Natura 2000. Celui-ci regroupe des sites

abritant des habitats et espèces protégés à travers l’UE. Il peut s’agir de Zones de protection spéciale

ou de Zones spéciales de conservation.

Tension :

Mesure de la différence de potentiel électrique entre deux points ; elle est généralement exprimée en

volts (V).

Vitesse de coupure :

Vitesse du vent à laquelle l’éolienne interrompt automatiquement la rotation des pales et se place

perpendiculairement au vent afin d’éviter d’être endommagée.

48

Wind Energy Basics

Vitesse de démarrage :

Vitesse du vent nécessaire pour la mise en mouvement des pales de l’éolienne et la production de

l’électricité.

Zone de protection spéciale (ZPS) :

Zone protégée par la Directive Oiseaux (79/409/CEE), abritant des espèces d’oiseaux listées dans

l’Annexe I de la Directive, notamment des concentrations internationalement importantes d’oiseaux

migrateurs et d’oiseaux d’eau. La désignation prend particulièrement en compte l’habitat de ces

espèces.

Zone de visibilité théorique (ZVT) :

Les cartes réalisées ont une valeur purement théorique car elles évaluent l’exposition du projet en se

référant uniquement aux données de relief mais sans prendre en compte le masquage intermittent

dû à la végétation ou aux constructions. Les cartes ZVT évaluent la visibilité de l’implantation

proposée dans son environnement et non son « impact visuel ».

Zone d’impact visuel (ZIV) :

Il s’agit d’une représentation visuelle, généralement une carte portant inscriptions et dégradés de

couleurs, de la zone dans laquelle un site et/ou une implantation proposée est susceptible d’être

visible.

Zone spéciale de conservation (ZSC)

Zone protégée par la Directive Habitat (92/43/CEE), abritant des habitats ou des espèces rares,

vulnérables ou en voie de disparition listés (par ex. plantes, mammifères ou poissons), dans les

Annexes I et II de la Directive Habitat.

49

Wind Energy Basics

Renewables Academy (RENAC) AG

Schönhauser Allee 10-11

10119 Berlin (Germany)

Tel: +49 (0) 30-52 689 58 70

Fax: +49 (0) 30-52 689 58 99

E-Mail: [email protected], Sept. 2013

http://www.renac.de/en/projects/regrid/

mailto:[email protected]

ReGrid: Notions élémentaires sur - CPGE-Livres de … · Page 3 sur 49 ReGrid: L’énergie...

Documents

Transcript of ReGrid: Notions élémentaires sur - CPGE-Livres de … · Page 3 sur 49 ReGrid: L’énergie...