Hypothèses et caractéristiques du parc

4.3.3 Résultats et discussion ... 137

4.4 Configuration optimale du Point de Collection d’Energie Offshore ... 148

4.4.1 Description des configurations testées ... 149 4.4.2 Résultats et discussion ... 150

4.5 Comparaison de l’approche séquentielle et de l’approche globale ... 157 4.6 Conclusion ... 162

4.1 I

Ce chapitre est consacré aux différentes applications d'OPTIFARM sur le Raz Blanchard et le Passage du Fromveur qui représentent respectivement le premier et le deuxième plus grand gisement hydrolien en France. Trois études sont présentées. Tous les calculs ont été effectués à l'aide de Matlab 2015b.

Avant de présenter les applications, le début de ce chapitre rappelle les hypothèses "générales" adoptées et les caractéristiques retenues pour la turbine. La première étude porte sur l'impact de la taille du site hydrolien et de son hydrodynamique sur le coût de production d'énergie et sur l'architecture des parcs d’hydroliennes. La deuxième étude est une analyse technico-économique visant à déterminer la configuration optimale du point de collection d’énergie offshore pour un parc d’hydroliennes. Pour les deux premières études, seule l'approche d'optimisation séquentielle est considérée. Une comparaison entre l'approche d'optimisation séquentielle et l'approche d'optimisation globale est effectuée dans une troisième étude qui se focalise sur un parc d’hydroliennes de taille réduite.

4.2 H

Quelques simplifications ont été utilisées pour les trois études présentées dans ce chapitre. Elles sont présentées ci-dessous.

 Pour les deux sites hydrodynamiques, les données de courants de marée ont été extraites au centre des parcs. Nous considérons qu'elles s'appliquent sur l'ensemble des zones. Cette hypothèse d’uniformité des courants peut être justifiée par le fait que la profondeur est relativement constante (il n’y a donc pas de forte variabilité spatiale des vitesses) et que les dimensions des parcs sont petites par rapport à celles des sites étudiés.

 L'intensité de la turbulence ambiante 𝐼₀ est fixée à 11 % conformément aux mesures in-situ effectuées sur des sites comparables (e.g. [1] dans le Puget Sound et [2] dans le Raz Blanchard relativement proche de notre zone d’étude).

 La densité du fluide (de l’eau de mer) 𝜌 est supposée égale à 1027 kg/m3.  Le réseau électrique est en AC.

 Le niveau de tension du système de transmission est de 132 kV. Il est assuré par un seul câble sous-marin HT, XLPE à trois conducteurs.

 La longueur des câbles entre deux nœuds du réseau électrique (Hydroliennes, Point de collection d’énergie offshore ou point de livraison terrestre) est calculée à partir de la distance géographique en considérant un fond marin plat et horizontal.

 Les impacts liés à la fiabilité sur le rendement énergétique ne sont pas pris en compte.

 La durée de vie du parc d’hydroliennes 𝑇 et le taux d’intérêt des banques 𝑟 sont supposés égaux à 20 ans et 4% respectivement.

 Les caractéristiques de la turbine choisie pour ce travail sont celles de la turbine Atlantis AR1500 [15] (voir figure 1.10). L’hydrolienne AR1500 est une turbine à axe horizontal qui est équipée d’un système d’orientation de la nacelle lui permettant d’être alignée en permanence avec le courant. Les principales caractéristiques de la turbine sont décrites dans le tableau 4.1. La courbe de puissance de la turbine est présentée sur la figure 4.1. Les courbes de coefficient de poussé 𝐶𝑇 et de puissance 𝐶𝑝 sont obtenues à partir de [132] et sont représentées sur la figure 4.2. On suppose qu’une stratégie MPPT permet à la turbine de fonctionner avec un 𝐶_𝑝 = 0,425 et un 𝐶_𝑇 = 0,82.

Tableau 4.1. Caractéristiques de la turbine AR1500 [15].

Diamètre du rotor 18 m

vitesse de démarrage 0,5 m/s

vitesse nominale 3 m/s

Puissance nominale 1,5 MW

Figure 4.2. Courbes 𝐶_𝑝 et 𝐶_𝑡. (TSR est le Tip Speed Ratio définie par l’équation 2.21).

4.3 I

’

Le but de cette partie est d’étudier l’impact du choix du site et de la taille du parc d’hydroliennes sur le coût de production de l’énergie ainsi que sur l’architecture globale du parc d’hydroliennes. Le coût de production est représenté par chacune des deux fonctions objectif 𝐹₁ et 𝐹₂ définies par les équations (3.5) et (3.10), respectivement. Dans un premier temps, les hypothèses retenues pour réaliser cette étude sont présentées. Ensuite, les différents scénarios étudiés sont introduits. Les résultats de l’étude sont exposés et discutés dans la dernière partie de cette section.

4.3.1 Hypothèses et caractéristiques du parc

 Pour évaluer le coût d’investissement du parc d’hydroliennes, OPTIFARM utilise les modèles économiques présentés dans la section (2.3). Cependant, les valeurs des coefficients de certains des modèles dont nous disposons, notamment pour l’estimation des coûts des turbines et des opérations de maintenance, sont spécifiques au Raz-Blanchard et ne peuvent pas être utilisés pour le passage du Fromveur. Pour simplifier, un modèle de référence global est adopté pour estimer les coûts des hydroliennes ainsi que ceux des opérations de maintenance.

Le coût d'une hydrolienne 𝐶_𝐻 est ainsi estimé à 728,501 € [138] tandis que les coûts des opérations de maintenance 𝐶_𝑂𝑀 sont estimés à 158,4 €/kW conformément à [139].

 Le Point de Collection d’Energie Offshore est une sous-station électrique offshore (la configuration avec hub passif n’est pas étudiée pour le moment. Elle sera considérée dans la section 4.4).

 Pour le niveau d’optimisation inférieur (l’optimisation de la topologie de connexion électrique), nous nous intéressons seulement aux modèles de coûts des composants qui varient au cours de l’optimisation. En d’autres termes, pour calculer la fonction objectif, l’algorithme d’optimisation considère seulement les coûts des composants qui changent d’une topologie de connexion à une autre, à savoir : le coût des câbles du système de collection et de transmission (MT) et (HT), le coût des équipements de compensation de l’énergie réactive et le coût de la sous-station électrique offshore. Les coûts fixes qui ne varient pas en fonction de la topologie de connexion (tels que le coût des connecteurs par exemple), ne sont pas considérés à ce stade.

 Le niveau de tension du réseau électrique du système de collection est de 11 kV tel que recommandé dans [103].

 Les dimensions des câbles sous-marins et les puissances des transformateurs sont standardisées. L’algorithme d’optimisation doit choisir entre les valeurs indiquées dans le tableau 4.2.

Tableau 4.2. Normalisation des sections de câbles et de la puissance du transformateur.

Composant Valeurs standardisées

Câbles MT (mm2) 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 600 Câbles HT (mm2) 185 240 300 400 500 630 800 1000 Transformateur (MVA) 10 25 40 50 100 125 150 180 200