Université d’Abomey-Calavi
Ecole Doctorale « Sciences Pour l’Ingénieur » Diplôme d’Etudes Approfondies
Spécialité : Génie Electrique Rapport de stage
Thème :
EVALUATION DU POTENTIEL ENERGETIQUE EOLIEN DANS LA ZONE COTIERE DE COTONOU : CONTRIBUTION AU CHOIX
OPTIMAL D’AEROGENERATEURS POUR CE SITE . Présenté par :
AZA-GNANDJI Maurel Richy Ingénieur de conception en Génie Electrique
Soutenu le 12/12/2014
Encadré par:
Dr FIFATIN François-Xavier Maître assistant, EPAC/Université d’Abomey-Calavi (Bénin)
Sous la direction de:
Pr DEGAN Gérard Professeur titulaire, EPAC/Université d’Abomey-Calavi (Bénin)
Laboratoire :
Laboratoire d’Electrotechnique de Télécommunications et d’Informatique Appliquée (LETIA) Année Académique 2013-2014
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel i
SOMMAIRE
SOMMAIRE ... i
REMERCIEMENTS ... iii
LISTE DES FIGURES ... iv
LISTE DES TABLEAUX ... vi
LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS... ix
RESUME ... x
ABSTRACT ... xi
INTRODUCTION ... 1
Chapitre 1: Synthèse bibliographique ... 3
1.1. Historique ... 3
1.2. Evaluation des ressources éoliques d’un site. ... 4
1.3. Choix d’un aérogénérateur pour un régime de vent donné ... 9
Chapitre 2: Généralités sur les systèmes éoliens. ... 11
2.1. Modélisation de la distribution du vent ... 11
2.2. Systèmes éoliens ... 16
2.3. Critères de choix d’un aérogénérateur ... 42
Chapitre 3: Matériels et Méthodes ... 45
3.1. Présentation et traitement des données ... 45
3.2. Calcul des paramètres de Weibull ... 45
3.3. Calcul des autres paramètres caractéristiques ... 51
3.4. Choix de l’aérogénérateur ... 53
Chapitre 4: Résultats et discussions ... 57
4.1. Paramètres mensuels de Weibull du site de Cotonou ... 57
4.2. Autres paramètres caractéristiques de la distribution du vent ... 63
4.3. Performances des aérogénérateurs choisis ... 67
CONCLUSION ET PERSPECTIVES ... 87
Références bibliographiques ... 88
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel ii TABLE DES MATIERES ... 93 Annexe : paramètres caractéristiques de chaque aérogénérateurs ... 96
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel iii
REMERCIEMENTS
Je tiens à exprimer ma profonde gratitude au Directeur de l’EPAC, Professeur Félicien AVLESSI, pour la bonne gestion des activités de l’EPAC.
J’adresse mes remerciements à mon superviseur Professeur Gérard DEGAN, enseignant à l’EPAC et Directeur du LEMA, pour avoir bien voulu superviser ce travail ;
Je voudrais ensuite remercier mon encadreur Docteur François-Xavier FIFATIN, enseignant à l’EPAC, pour la qualité de ses conseils en vue de l’aboutissement de ces travaux de recherche et pour ses encouragements pendant le déroulement du travail ;
Je remercie également le Professeur Emile SANYA, enseignant à l’EPAC et Chef Service des Etudes du 3ème Cycle et de la Recherche du CODOC, pour sa disponibilité dans la gestion du Service des Etudes du CODOC.
J’adresse aussi mes remerciements au Directeur du LETIA, Professeur Marc ASSOGBA, pour avoir autorisé mon intégration au LETIA;
Ma reconnaissance va par ailleurs à l’endroit de tous les enseignants de l’Ecole Doctorale Sciences pour l’Ingénieur ;
Mes remerciements vont également à l’endroit de Feu Dr ADEDJOUMA Sèmiyou, précédemment Directeur du LETIA au début de mon stage.
Enfin, je voudrais remercier tous les membres du LETIA pour leur sympathie, encouragements et leur esprit d’ouverture.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel iv
LISTE DES FIGURES
Figure 2- 1 : pylône tubulaire [31]. ... 17
Figure 2- 2 : pylône en treillis [30] ... 18
Figure 2- 3 : mât haubané [30]. ... 19
Figure 2- 4 : éolienne de marque Bonus avec tour à trois pieds [30]. ... 19
Figure 2- 5 : éoliennes de type Savonius et Darius [29]. ... 20
Figure 2- 6 : éoliennes à axe horizontal tripales et multi-pales [29]. ... 22
Figure 2- 7 : organigramme des génératrices couramment utilisées dans la production d’énergie éolienne. ... 24
Figure 2- 8 : Système de conversion éolien avec SCIG à vitesse fixe. ... 26
Figure 2- 9 : système avec DFIG pour l’opération à vitesse variable. ... 28
Figure 2-10 : Système avec générateur synchrone pour un fonctionnement à vitesse variable. ... 29
Figure 2- 11 : Coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique et du nombre de pales ... 34
Figure 2- 13 : Puissance mécanique en fonction de la vitesse spécifique pour différentes vitesses du vent (en m/s) pour une éolienne à 3 pales. ... 39
Figure 2- 14 : Courbe de puissance du WT600 du fabricant Proven wind turbines [37]. ... 40
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel v Figure 4- 1 : Facteurs d’échelles à 10 m calculés par les méthodes de Newton- Raphson et de substitution successive ... 59 Figure 4- 2 : Facteurs de formes calculés par à 10 m les méthodes de Newton- Raphson et de substitution successive. ... 62 Figure 4- 3 : Potentiel énergétique éolien dans la zone côtière de Cotonou à la hauteur de mesure. ... 66 Figure 4- 4 : Facteur de capacité mensuel des aérogénérateurs Excel, AOC 15- 50, AOC Windlite et WES 30. ... 72 Figure 4- 5 : Facteur de capacité mensuel des aérogénérateurs Polaris 12-25 à 21,3 m ; Polaris 12-25 à 30 m et Polaris 12-25 à 36,6 m ... 73 Figure 4- 6: Facteur de capacité mensuel des aérogénérateurs Polaris 15-50, Polaris 12-25 à 59 m et Polaris 19-50. ... 74 Figure 4- 7 : Energie mensuelle en Wh produite par les aérogénérateurs Polaris 15-50,WES 30, Polaris 12-25 à 59m et Polaris 19-50. ... 81 Figure 4- 8 : Energie mensuelle en Wh produite par les aérogénérateurs Excel, AOC Windlite et Polaris 12-25 à 21,3 m. ... 82 Figure 4- 9 Energie mensuelle en Wh produite par les aérogénérateurs AOC 15- 50, Polaris 12-25 à 30 m et Polaris 12-25 à 36,6 m. ... 83
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel vi
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 2- 1 : classification selon le schéma du PNL [28]. ... 36 Tableau 2- 2 : classification des aérogénérateurs en fonction la puissance nominale de la machine choisie [36]. ... 36 Tableau 2- 3 : classification selon la puissance installée [36]. ... 37
Tableau 3- 1 : liste des aérogénérateurs sélectionnés. ... 54 Tableau 3- 2 : Coût spécifique des éoliennes avec la puissance nominale [15], [19]. ... 56
Tableau 4- 1 : facteur d’échelle de la distribution de Weibull à 10 m par la méthode de Newton-Raphson. ... 58 Tableau 4- 2 : facteur d’échelle de la distribution de Weibull à 10 m par la méthode de la substitution succesive. ... 58 Tableau 4- 3 : facteur de forme de la distribution de Weibull à 10 m par la méthode de Newton-Raphson. ... 61 Tableau 4- 4 : facteur de forme de la distribution de Weibull à 10 m par la méthode de la substitution successive... 61 Tableau 4- 5 : performances en temps d’exécution des deux programmes. ... 63 Tableau 4- 6 : Densité de puissance disponible du vent, à la hauteur de mesure.
... 64
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel vii Tableau 4- 7 : Vitesse du vent transportant le maximum d’énergie, à la hauteur de mesure. ... 64 Tableau 4- 8 : vitesse du vent la plus probable, à la hauteur de mesure. ... 64 Tableau 4- 9 : facteur de capacité mensuel des turbines choisies pour l’année 2012. ... 69 Tableau 4- 10 : facteur de capacité des turbines choisies pour l’année 2013. .... 70 Tableau 4- 11 : facteur de capacité des turbines choisies pour l’année 2014. .... 71 Tableau 4- 12 : production d’énergie mensuelle en Wh pour chaque turbine pendant l’année 2012 ... 76 Tableau 4- 13 : production d’énergie mensuelle en Wh pour chaque turbine pendant l’année 2012 ... 77 Tableau 4- 14 : production d’énergie mensuelle en Wh pour chaque turbine pendant l’année 2013 ... 78 Tableau 4- 15 : production d’énergie mensuelle en Wh pour chaque turbine pendant l’année 2013 ... 79 Tableau 4- 16 : production d’énergie mensuelle en Wh pour chaque turbine pendant l’année 2014 ... 80 Tableau 4- 17 : coût sur durée de vie du kWh pour les différentes turbines sélectionnées. ... 84
Tableau A 1: facteur de forme de l’aérogénérateur Excel à 30 m. ... 97 Tableau A 2: facteur de forme de l’aérogénérateur AOC 15-50 à 25 m. ... 97
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel viii
Tableau A 3: facteur de forme de l’aérogénérateur AOC Windlite à 25 m... 97
Tableau A 4: facteur de forme de l’aérogénérateur Polaris 15-50 à 50 m. ... 98
Tableau A 5: facteur de forme de l’aérogénérateur WES 30 à 48 m. ... 98
Tableau A 6: facteur de forme de l’aérogénérateur Polaris 19-50 à 59 m. ... 98
Tableau A 7 : facteur de forme de l’aérogénérateur Polaris 12-25 aux hauteurs 21,3 ; 30 ; 36,6 et 59 m. ... 99
Tableau A 8: facteur d’échelle de l’aérogénérateur Excel à 30 m. ... 100
Tableau A 9 : facteur d’échelle de l’aérogénérateur AOC 15-50 à 25 m. ... 100
Tableau A 10 : facteur d’échelle de l’aérogénérateur AOC Windlite à 25 m. . 100
Tableau A 11 : facteur d’échelle de l’aérogénérateur Polaris 15-50 à 50 m. ... 101
Tableau A 12 : facteur d’échelle de l’aérogénérateur WES 30 à 48 m. ... 101
Tableau A 13: facteur d’échelle de l’aérogénérateur Polaris 12-25 aux hauteurs 21,3 ; 30 ; 36,6 et 59 m ... 102
Tableau A 14: facteur d’échelle de l’aérogénérateur Polaris 19-50 à 59m. ... 102
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel ix
LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS
ARMA : (n, m) nth order autoregressive, mth order moving average model
AR : (n): nth order autoregressive
ASECNA : Agence pour la Sécurité de la navigation aérienne en Afrique et à Madagascar
DCG : Direct Current Generator HAWT : Horizontal Axis Wind Turbine IG : Induction Generator
PME : Principe du Maximum d’Entropie
PMSG : Permanent Magnet Synchronous Generator PNL : Pacific Northwest Laboratory
PVC : Present Value Cost
SCIG : Squirrel Cage induction Generator SG : synchronous Generator
TSR : Tip Speed Ratio
USA : United States of America VAWT : Vertical Axis Wind Turbine
WRIG : Wound Rotor Induction Generator WRSG : Wound Rotor Synchronous Generator
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel x
RESUME
La présente étude a permis d’évaluer le potentiel éolien dans la zone côtière de Cotonou et de procéder au choix optimal d’aérogénérateur pour ce site. Les données sur la vitesse du vent ont permis la modélisation de la distribution du vent par la loi de Weibull. Les paramètres de Weibull calculés par la méthode du maximum de vraisemblance ont permis de déterminer la densité de puissance, la vitesse transportant le maximum d’énergie et la vitesse la plus probable du vent. L’ensemble de ces paramètres a permis d’effectuer la sélection d’un échantillon d’aérogénérateur. L’aérogénérateur présentant les meilleures performances pour la zone côtière de Cotonou a été sélectionné après une étude des performances des aérogénérateurs sélectionnés. Les résultats obtenus montrent que cette région possède deux régimes de vent. Elle peut être rangée dans la classe 2 ou la classe 1 selon la saison. L’aérogénérateur choisi est le POLARIS 19-50 de puissance 50 kW et son coût de production du kWh est de 0,37 XOF.
Mots ou expressions clés: potentiel éolien, zone côtière de Cotonou, choix optimal d’aérogénérateur, loi de Weibull, coût de production.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel xi
ABSTRACT
The present study enabled to assess the wind energy potential in the coastal region of Cotonou and to make an optimal choice of wind turbine for the given site. The wind speed dataset allow the modeling of the wind speed distribution with the Weibull law. The Weibull parameters, computerized using the maximum likelihood method enabled the computation of the power density, the wind speed carrying the maximum energy and the most probable wind speed. The whole parameters permit to select a sample of wind turbines. The most effective wind turbine for the coastal region of Cotonou has been chosen after a study of the performances of the selected wind turbines. It turns out that Cotonou’s coast has two wind regims and can be classified into class 2 or less with respect to the seasons. Then chosen wind turbine is the POLARIS 19-50 of power 50 kW and its cost of production of the kWh is 0.37 XOF.
Keywords: wind energy potential, coastal region of Cotonou, optimal choice of wind turbine, Weibull law, cost of production.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 1
INTRODUCTION
Les énergies renouvelables constituent un ensemble d’énergies inépuisables à l’échelle humaine, la plupart issue de l’activité solaire. En effet, elles sont en renouvellement constant et sont non polluantes. Pendant longtemps l’énergie hydroélectrique a été la forme d’énergie renouvelable la plus utilisée.
Cependant l’exploration des potentialités des autres sources de production d’énergie et l’évolution de la technologie a beaucoup encouragé leur utilisation.
Il s’agit principalement de l’énergie éolienne et de l’énergie photovoltaïque.
Le Bénin est un pays dont l’approvisionnement en énergie électrique est majoritairement dépendant des pays de la sous-région (Nigéria, Ghana, Côte d’Ivoire). Dans [1], le potentiel hydroélectrique est estimé à 624 MW, toutes catégories confondues. Pour ce qui est du photovoltaïque, les moyennes mensuelles d’irradiation journalière sont d’environ 3,9 kWh/m2 à 6,2 kWh/m² du Sud au Nord pour une durée d’ensoleillement de 4,5 – 6h/j. Ceci montre que le pays possède de remarquables potentialités énergétiques qui pourraient contribuer à réduire la dépendance vis-à-vis des autres pays. Il parait donc important de procéder à des études pour évaluer les potentialités et la rentabilité de l’utilisation de ces sources d’énergie renouvelables pour la production d’électricité. Ce travail s’inscrit donc dans le cadre de l’exploration des ressources en énergie renouvelable pour la production d’énergie électrique au Bénin. Le type d’énergie choisi ici est l’énergie éolienne qui constitue l’une des sources d’énergie les plus prometteuses au monde. En effet, la zone côtière de Cotonou représente une zone à fort potentiel éolien [2]. Cette phase de recherche compte deux objectifs : il s’agit d’abord d’évaluer le potentiel énergétique éolien dans la zone côtière de Cotonou puis procéder au choix optimal d’un aérogénérateur pour ce site.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 2 Le présent travail est donc organisé en quatre chapitres. Dans le premier, nous faisons une revue de bibliographie sur les méthodes utilisées pour l’évaluation du potentiel énergétique éolien sur un site ainsi que le choix d’un aérogénérateur. A travers le deuxième chapitre, nous abordons les généralités sur l’évaluation du potentiel énergétique éolien sur un site ainsi que les critères de choix optimal d’un aérogénérateur. Dans le troisième chapitre, nous présentons les différents algorithmes ayant servi au traitement des données obtenues sur la zone côtière de Cotonou. Le quatrième chapitre présente, les résultats obtenus pour les machines sélectionnées suivi d’une discussion. Ce document présente enfin une conclusion suivi de quelques perspectives de recherche.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 3
Chapitre 1: Synthèse bibliographique
Ce chapitre présente la synthèse bibliographique sur l’évaluation du potentiel éolien et le choix d’aérogénérateur pour un site. Il aborde successivement un historique sur l’énergie éolienne, une revue sur les différents travaux allant dans le sens de l’évaluation des ressources éoliennes suivi du choix d’un aérogénérateur.
1.1. Historique
L'énergie éolienne est une forme d’énergie renouvelable basée sur la conversion de l'énergie cinétique du vent grâce à un dispositif de conversion d’énergie. Cette conversion se fait soit par conservation de l’énergie mécanique (exemple des moulins à vent, éoliennes de pompage…), ou par transformation en énergie électrique (aérogénérateurs).
Les premières utilisations du vent en tant qu'énergie par l'homme remontent aux moulins à vent. Apparus en l'an 600 tout d'abord en Orient puis en Egypte, les moulins à vent produisaient une énergie mécanique qui servait à moudre les grains mais aussi à pomper l'eau pour irriguer les cultures [3]. C’est bien plus tard, en 1802 que l'on a songé pour la première fois, à transformer de l'énergie éolienne en énergie électrique. Dans cet élan, en 1888, Charles F.
Brush, un scientifique américain de Cleveland en Ohio, construit la première turbine éolienne capable de produire de l'électricité. Avec un diamètre de rotor de 17 mètres et composée de 144 pales en cèdre, elle est énorme mais la puissance de sa génératrice est seulement de 12 kW [4]. Ensuite, dès 1891 les travaux du danois Paul La Cour permettent la commercialisation pendant la première guerre mondiale d'aérogénérateurs de petite taille destinés à l'électrification rurale.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 4 C'est au début du 20ème siècle qu'apparaissent les premières éoliennes générant de grandes quantités d'électricité. Il y eut alors trois grandes nouvelles innovations:
en 1927 un ingénieur français en aéronautique invente une éolienne à axe vertical, on parle de l'éolienne de type Darrieus.
en 1931, un prototype soviétique d'une puissance de 100 kW avec un rotor de 30 mètres de diamètre.
en 1957, l'éolienne de Gedser, éolienne tripale, construite par Johannes Juul avec une puissance de 200 kW.
Aujourd'hui, l’énergie électrique d’origine éolienne est parfois considérée comme la plus prometteuse des énergies renouvelables à développer pour remplacer le charbon, le pétrole, le gaz et même le nucléaire [5].
1.2. Evaluation des ressources éoliques d’un site.
Du fait du caractère aléatoire du vent, l’énergie éolienne possède une grande variabilité dans le temps. Cette variabilité combinée au coût relativement élevé d’investissement conduit à faire des études préalables sur un site afin d’évaluer le potentiel éolien avant toute mise en œuvre. Pour l’estimation de l’énergie produite par une éolienne soumise à un régime de vent donné, il existe trois grandes méthodes qui sont généralement utilisées [6] : les méthodes dynamiques, les méthodes quasi-dynamiques et les méthodes statiques.
1.2.1. Méthodes dynamiques
Les méthodes dynamiques sont basées sur l’utilisation de modèles numériques de fonctionnement des turbines [6]. L’entrée d’un tel modèle est constituée de séries chronologiques des vitesses du vent. C’est une approche qui permet d’analyser les fonctionnements transitoires des systèmes de conversion
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 5 d’énergie éolienne et de porter les recherches sur les différentes stratégies de commandes des éoliennes.
1.2.2. Méthodes quasi-dynamiques
Encore appelées méthodes chronologiques, elles utilisent les séries de données de la vitesse du vent et la courbe caractéristique de puissance d’un système de production d’énergie éolienne pour obtenir une série de donnée de la puissance générée par celle-ci [6]. C’est une méthode qui a l’avantage de ressortir les fluctuations de puissance sur la turbine et constitue en outre un bon élément d’aide à la décision pour la gestion des systèmes de production décentralisés et les systèmes hybrides.
1.2.3. Méthodes statiques
Les méthodes statiques sont des méthodes basées sur l’utilisation des techniques statistiques pour déterminer la puissance moyenne générée par une turbine dans une période donnée. Cette période peut être horaire, journalière, mensuelle, saisonnière ou annuelle selon l’analyse faite. L’estimation peut se faire de deux manières :
1.2.3.1. Méthode statistique.
C’est une méthode basée sur l’utilisation de modèles statistiques tels que le modèle autorégressif d’ordre n AR (n) (nth order autoregressive) ou d’autres modèles tels que le modèle ARMA (n, m) (nth order autoregressive, mth order moving average model) [7] .
1.2.3.2. Méthode des probabilités.
La méthode des probabilités est la méthode la plus courante dans la littérature scientifique, pour l’évaluation du potentiel éolien sur un site [6]. Elle combine l’utilisation de fonction densité de probabilité de la vitesse du vent à la courbe de la puissance de la turbine [6].
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 6 S’agissant de l’utilisation des fonctions densité de probabilité, il faut noter que des études comparatives ont été publiées en utilisant différentes lois de probabilité pour l’évaluation du potentiel énergétique éolien. En effet dans [8], plusieurs lois de probabilité sont exposées pour la caractérisation de distribution de la vitesse du vent. Il s’agit de la distribution Normale, la distribution Log- Normale, la distribution Racine carrée-Normale, la distribution Gamma, la distribution de Weibull et la distribution de Rayleigh. L’étude a consisté en une analyse statistique de données sur la vitesse moyenne mensuelle du vent sur des sites hongrois. Pour vérifier la correspondance des données sur ces sites avec les distributions utilisées, le test du chi deux a été effectué. Il s’est avéré que la distribution gamma, la distribution racine carrée-normale et la distribution de Weibull donnaient les meilleurs résultats. Cependant, c’est la distribution de Weibull qui a été choisie pour la suite de l’étude. Selon [9], la distribution de Weibull constitue la loi de probabilité la plus utilisée pour la modélisation de la vitesse du vent sur un site. Elle possède plusieurs variantes dont une souvent utilisée lorsque la fréquence des vents calmes est élevée. Il s’agit de la distribution hybride de Weibull. C’est cette loi qui a été utilisée dans [9] où il s’agissait de procéder à une caractérisation du vent sur le site de Lomé avec des données mensuelles et couvrant une durée de deux ans. Les paramètres de la distribution ont été calculés par la méthode du maximum de vraisemblance. Les densités de puissance récupérable et disponible ont été calculées à plusieurs hauteurs différentes de la hauteur de mesure, en utilisant la loi de puissance.
Pour le choix des aérogénérateurs, une proposition de trois aérogénérateurs a été faite en tenant compte du vent soufflant sur le site.
En plus de leur caractère aléatoire, les régimes de vent soufflant sur un site ne sont pas les mêmes aux différentes altitudes. Ainsi les travaux de recherche sur l’exploration des ressources éoliques d’un site sont généralement suivis de la détermination de la vitesse du vent à des hauteurs autres que celle de
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 7 mesure. Ainsi, par rapport au profil vertical du vent, il a été développé dans [10]
un modèle semi-empirique pour l’extrapolation verticale des paramètres de Weibull en fonction des classes de stabilité atmosphérique. Une comparaison a ensuite été faite entre la loi de Justus et Mikhaiel, la loi modifiée de Justus, la loi de Mikhaiel et la loi proposée. Les paramètres de Weibull ont été calculés pour chaque loi à différentes hauteurs, avec des données relevées sur une période de 10 ans à une hauteur de 10m. L’étude a révélé que le modèle proposé était plus adapté pour des altitudes allant jusqu’à 40m. Au-delà de cette altitude, le modèle de Justus et Mikhaiel s’adapte mieux. Dans [11], usant d’autres modèles de détermination du profil vertical du vent, une étude comparative du potentiel énergétique éolien dans deux stations côtières du Nigéria a été faite. Le profil vertical du vent, pour chaque site a été déterminé par deux méthodes différentes:
la loi de puissance et la méthode diabatique. Les deux modèles ont servi à estimer la vitesse du vent à une hauteur de 70 m à partir de la hauteur de mesure qui est de 10 m. Les données météo utilisées ont couvert une période de 18 ans.
Les résultats ont montré que le modèle basé sur la loi de puissance a tendance à surestimer la vitesse du vent par rapport à la méthode diabatique. L’évaluation du potentiel énergétique éolien à la hauteur de 70 m pour les deux sites a ensuite été effectuée en utilisant les vitesses de vent obtenues par la méthode diabatique dans diverses conditions atmosphériques. A la fin de cette étude il en est ressorti que la zone côtière de Lagos possède des vitesses de vent plus élevées que le site de Calabar, et aussi que les régimes de vent stables arrivent le plus souvent la nuit.
1.2.4. Autres modèles
Outre les trois méthodes énumérées, d’autres modèles ont aussi été élaborés pour l’estimation du vent. En effet, un nouveau modèle théorique permettant de prévoir la distribution vitesse-fréquence du vent a été proposé dans [12]. Le but de l’étude était de développer un modèle théorique pour
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 8 prévoir les distributions vitesse-fréquence du vent en tenant compte du vent calme. Le nouveau modèle a été construit par l'application du Principe du Maximum d'Entropie (PME). Les fonctions de densité de probabilité de Weibull et celle développée sur la base du PME ont été utilisées pour modéliser les variations temporelles de la fréquence de la vitesse du vent dans la région de Sfax en Tunisie, avec des données couvrant une période d'une année. Ensuite une comparaison de la caractéristique annuelle du vent a été faite entre les méthodes proposées. Le constat fait à partir des tests statistiques est que le modèle développé sur la base du PME présente un meilleur ajustement que le modèle de Weibull.
1.2.5. Etudes réalisées au Bénin
Au Bénin, les recherches sur l’énergie éolienne ont commencé depuis 1988 et ont continué jusqu’à nos jours. Ainsi, DJESSOU a procédé à l'évaluation du potentiel énergétique éolien sur les stations synoptiques de Cotonou, Bohicon, Parakou, Savè, Kandi et Natitingou [13]. Les valeurs moyennes mensuelles du vent utilisées pour cette étude couvraient la période de 1962 à 2009. Ces données ont été obtenues au service de météorologie de l'Agence de Sécurité et de Navigation Aérienne en Afrique et à Madagascar (ASECNA) à Cotonou. Les résultats obtenus à l’issue de cette étude montrent que le site de Cotonou est le site qui dispose du potentiel éolien le plus important et qui est donc le plus favorable à l’exploitation de l’énergie éolienne. Par ailleurs, SEMASSOU a procédé à une exploration des ressources en énergies renouvelable au Bénin, dont l’énergie éolienne [2]. Pour ce faire, il a effectué une étude statistique des données de la vitesse du vent pour le calcul du potentiel énergétique éolien disponible et la densité de puissance moyenne annuelle récupérable sur différents sites au Bénin (Cotonou, Bohicon, Savè, Parakou, Kandi et Natitingou). L’analyse de ces résultats a montré que seul le site de Cotonou (zone côtière) offre des possibilités d’installation de systèmes éoliens
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 9 de petite et moyenne puissance pour des applications telles que le pompage d’eau, l’électrification domestique, l’électrification publique, l’électrification des centres sociocommunautaires.
1.3. Choix d’un aérogénérateur pour un régime de vent donné
Lorsque l’énergie mécanique du vent doit être convertie en énergie électrique, un aérogénérateur doit être dimensionné. Ainsi, après détermination des caractéristiques du vent sur un site, les études vont dans le sens du choix de l’aérogénérateur. Oyewola et Adaramola [14], ont réalisé une étude sur les performances d’aérogénérateurs de moyenne et petite puissance sur trois sites dans l’état d’Oyo au Nigéria. Pour chacune des machines sélectionnées, le facteur de capacité a été calculé ainsi que la production annuelle d’énergie. Les calculs ont permis de déterminer que la machine présentant le meilleur facteur de capacité possède une vitesse nominale très proche d’une certaine vitesse caractérisant le site (la vitesse transportant le maximum d’énergie).
Le choix d’un aérogénérateur passe aussi par la détermination de ses vitesses caractéristiques. A cet effet, certains critères ont été mentionnés dans [15] pour un fonctionnement optimal d’un système de production d’énergie éolienne. Ces critères ont permis de sélectionner quatre turbines pour la zone côtière du Ghana. Les performances de ces turbines ont été évaluées en tenant compte du site à travers le facteur de capacité, la production annuelle d’énergie et le coût de l’énergie. Il en résulte que la machine possédant le facteur de capacité le plus élevé, est celle qui présente le coût d’énergie le plus bas. Le coût de l’énergie quant à lui, a été évalué dans [16] avec la valeur actualisée du coût de l’électricité. Dans la littérature, cette méthode est la plus employée pour l’évaluation du coût de l’énergie dans les projets d’énergie renouvelable et a entre autres été utilisée dans [17], [18], [19].
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 10 La puissance fournie par un aérogénérateur varie considérablement avec la vitesse du vent [20]. Chaque aérogénérateur possède par conséquent sa propre courbe caractéristique de puissance. Dans [21], une revue sur les modèles de courbe de puissance d’éoliennes à vitesse variable a été présentée. Différents modèles ont été listés et analysés dans le but de connaître le modèle répondant au mieux aux caractéristiques des aérogénérateurs du commerce. L’analyse a porté sur 200 aérogénérateurs à vitesse variable. Les résultats des tests ont montré que les modèles exponentiels et cubiques donnent les meilleurs résultats.
Par ailleurs, [20], présente une autre revue sur la modélisation de la courbe de puissance des aérogénérateurs. Les modèles cités ont été classés en deux catégories (paramétriques et non paramétriques). La conclusion de cette étude est que la fonction logistique est celle qui donne les meilleurs résultats en comparaison avec les différents modèles cités.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 11
Chapitre 2: Généralités sur les systèmes éoliens.
Ce chapitre présente des généralités sur les systèmes éoliens. Il aborde successivement la modélisation de la distribution du vent, les systèmes éoliens et présente pour finir les critères de choix d’un aérogénérateur.
2.1. Modélisation de la distribution du vent
La modélisation de la distribution du vent permet de déterminer les caractéristiques du vent sur un site. Pour la présente étude, la méthode choisie est celle recommandée pour l’évaluation du potentiel éolien sur un site : la méthode des probabilités. La méthode des probabilités consiste à utiliser une loi de probabilité pour modéliser la distribution du vent.
2.1.1. Loi de Weibull
La loi de Weibull est la distribution la plus utilisée pour la représentation de la vitesse du vent sur un site [9], [5]. Elle constitue un standard dans l’industrie éolienne pour la représentation de la climatologie d’un site éolien [9].
La fonction densité de probabilité de Weibull est donnée par la formule (2.1) :
( ) = exp (2.1)
Avec :
( ): la distribution en fréquences des vitesses en assimilant les fréquences aux probabilités
: le facteur de forme. Il est sans dimension et caractérise la forme de la distribution de fréquence
: appelé facteur d’échelle. Il détermine la qualité du vent et possède la dimension d'une vitesse.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 12 2.1.2. Calcul des paramètres de Weibull
Les paramètres et sont communément appelés paramètres de Weibull.
La détermination de ces paramètres permet la connaissance de la distribution du vent pour un site donné. Il existe plusieurs méthodes pour calculer les paramètres de Weibull. Les méthodes développées dans [5] et qui sont les plus courantes dans la littérature sont :
la méthode des moindres carrés ;
la méthode de la vitesse moyenne et de l’écart type ;
la méthode de la vitesse moyenne et de la variabilité des vents ; la méthode du maximum de vraisemblance ;
la méthode des moments ; la méthode empirique ;
Parmi les méthodes citées nous développerons la méthode du maximum de vraisemblance qui est l’une des méthodes les plus efficaces dans la détermination des paramètres de Weibull [22].
La fonction de vraisemblance de la loi de Weibull est définie par :
= ( ) = (2.2)
La méthode du maximum de vraisemblance consiste à maximiser cette fonction. Ainsi, en prenant son logarithme on a :
ln( ) = ln ln + ( 1) ln (2.3)
La fonction de vraisemblance est maximale si
( ) = 0
( ) = 0 (2.4)
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 13 Et
( ) < 0
( ) < 0 (2.5)
On obtient le système d’équation non linéaire suivant
ln + ln ln = 0
+ = 0
(2.6)
ensuite,
= ln ln ln
=
(2.7)
enfin,
= ( ) ln( )
=
(2.8)
Ce système d’équations peut être résolu en utilisant une méthode itérative de résolution d’équations non-linéaires. La méthode de substitution successive [23] et la méthode de Newton-Raphson [24] sont les méthodes les plus utilisées dans la bibliographie pour la résolution de ce système d’équation. Dans [25], une valeur initiale du facteur de forme assurant la convergence de la méthode itérative utilisée a été proposée et est donnée par la formule (2.9) :
= . (2.9)
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 14 Avec le facteur de forme initial, la moyenne de la distribution et l’écart-type.
2.1.3. Autres paramètres caractéristiques de la distribution de Weibull
Outre le facteur de forme et le facteur d’échelle, il existe d’autres paramètres utiles pour la caractérisation du vent et la détermination des paramètres des aérogénérateurs.
la vitesse transportant le maximum d’énergie qui est donnée par l’équation (2.10) :
= / (2.10)
la vitesse de vent la plus probable donnée par la formule :
= / (2.11)
la densité de puissance donnée par l’équation (2.12):
( ) = (2.12)
Avec :
la fonction gamma donnée par l’expression (2.13) :
( ) = (2.13)
Les coefficients et représentent les paramètres de Weibull.
2.1.4. Extrapolation des paramètres de Weibull
Les paramètres de Weibull calculés sont à une hauteur fixe qui est généralement de 10 m. La hauteur du mât d’un aérogénérateur étant généralement plus élevée (au moins 25 m selon [9]), il devient nécessaire de connaître les paramètres du vent à des hauteurs différentes de la hauteur de mesure. Pour le faire, on procède à une extrapolation des paramètres de Weibull.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 15 Dans [5], une étude bibliographique expose la majorité des modèles utilisés pour l’extrapolation verticale des paramètres de Weibull. Il s’agit du :
modèle d’extrapolation de Justus et Mikhaiel ; modèle modifié d’extrapolation de Justus ; modèle modifié d’extrapolation de Mikhaiel ; modèle d’extrapolation de Spéra et all.
Le modèle le plus utilisé dans la littérature est toutefois le modèle d’extrapolation de Justus et Mikhaiel [26], [27], [15]. Il est donné par les formules (2.14) et (2.15) :
( ) = .
. (2.14)
( ) = (2.15)
Avec
= . . ( )
. (2.16)
et :
k , le facteur de forme à une hauteur h connue (souvent 10 m);
k(h), le facteur de forme une la hauteur h quelconque ; c , le facteur d’échelle à la hauteur h .
2.1.5. Extrapolation verticale de la vitesse du vent
Certains modèles d’extrapolation des paramètres de Weibull (le modèle de Spéra et al par exemple) nécessitent l’extrapolation verticale de la vitesse du vent. Il existe en effet plusieurs lois utilisées pour l’extrapolation de la vitesse du
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 16 vent. Les lois les plus utilisées ont été détaillées dans [5]. Il s’agit notamment de :
la loi logarithmique ; la loi de puissance 1/7 ; la loi de puissance ;
la loi de puissance modifiée ; la loi à coefficient variable.
Parmi ces lois, les plus employées dans la littérature sont la loi de puissance [15], [27] et la loi de puissance 1/7 [14], [28].
La loi de puissance est donnée par la formule (2.17) :
( ) = (2.17)
Avec le coefficient de rugosité donné par l’expression (2.18) :
= . . ( )
. (2.18)
La loi de puissance 1/7 est la même à la différence que = . Pour la suite de cette étude, la loi de puissance sera adoptée car le coefficient tient compte dans ce cas de la hauteur de l’extrapolation.
2.2. Systèmes éoliens
Un système éolien est un ensemble d’éléments destiné généralement à capter l’énergie éolienne. Les deux formes de systèmes éoliens les plus courants sont les systèmes éoliens de production d’électricité et les systèmes éoliens de pompage d’eau. Ce travail porte sur les systèmes éoliens de production d’électricité. Les principaux éléments qui constituent de tels systèmes sont [29]:
une tour ;
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 17 un rotor ;
un multiplicateur de vitesse ; une génératrice électrique ; une nacelle.
2.2.1. Tour
Le pylône ou tour représente la partie qui supporte la nacelle et le rotor de l’éolienne. Il est de conception différente selon les dimensions de l’éolienne et selon l’impact souhaité sur le paysage. Il existe différentes structures de pylônes :
Tour auto porteuse cylindrique :
Elle est généralement en acier sous forme tubulaire tronconique ou cylindrique, avec une hauteur voisine du diamètre de la machine qu’elle porte et équipe la plupart des grandes éoliennes. Elle est munie intérieurement pour les installations petites et moyennes d’une échelle qui permet l’accès à la nacelle à partir du sol et même d’ascenseurs pour les grandes installations. La forme conique permet d’augmenter la rigidité tout en minimisant le poids de la structure [30]. La Figure 2- 1 présente une vue d’un pylône tubulaire.
Figure 2- 1 : pylône tubulaire [31].
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 18 Tour en treillis métallique :
C’est une construction plus légère et moins coûteuse que la tour cylindrique pour une même résistance [30]. Elle présente par contre un impact visuel complètement différent et génère beaucoup plus de perturbations aérodynamiques dans l’écoulement du vent [30]. La vue d’un pylône à structure en treillis est présenté à la Figure 2- 2 :
Figure 2- 2 : pylône en treillis [30]
Mât haubané
Il s’agit d’un mât de faible section soutenu par une série de haubans. Ce type de pylône représente une alternative intéressante pour les petites éoliennes et est moins coûteux qu’un pylône classique. Cependant, son emprise au sol peut être gênante. La Figure 2- 3 présente un exemple de mat haubané.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 19 Figure 2- 3 : mât haubané [30].
Solution mixte
Il existe des pylônes formés à partir de la combinaison des différentes structures qui constituent une solution acceptable tant du point de vue économique que du point de vue esthétique. La Figure 2- 4 représente un pylône constitué de trois mâts de faible section assemblés par des renforts à mi-hauteur.
Figure 2- 4 : éolienne de marque Bonus avec tour à trois pieds [30].
2.2.2. Rotor
Le rotor de l’éolienne ou turbine éolienne ou encore voilure est la composante du système qui permet de capter une partie de l’énergie cinétique de
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 20 la masse d’air en déplacement. Cette énergie peut être ensuite transformée en énergie électrique par l’alternateur. Dans la technologie concernant les dispositifs de conversion d'énergie, il existe deux grandes catégories de voilure, qui se réfèrent à la disposition géométrique de l'arbre sur lequel est montée l'hélice :
les turbines éoliennes à axe vertical ; les turbines éoliennes à axe horizontal.
2.2.2.1. Turbines éoliennes axe vertical
Une éolienne à axe vertical ou VAWT (vertical axis wind turbine) est une turbine dont l’axe de rotation est vertical et perpendiculaire à la direction du vent. Elles sont de deux types :
Éolienne à hélice de type Savonius ; Éolienne à hélice de type Darius
La Figure 2- 5 présente respectivement une image d’une éolienne de type Savonius en a et une de type Darius en b.
Figure 2- 5 : éoliennes de type Savonius et Darius [29].
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 21 Avantages
Les VAWT présentent les avantages suivants :
le multiplicateur de vitesse et la génératrice sont directement au sol ce qui rend la maintenance plus aisée [32] ;
grâce à l’axe vertical, il y a symétrie de révolution et le vent peut provenir de toutes les directions sans avoir à orienter le rotor [30], [32], [29] ;
ces turbines ne disposent pas de commande d’angle de pale comme certaines turbines à axe horizontal [32].
Inconvénients
Les inconvénients des VAWT sont les suivants :
elles fonctionnent avec des vents proches du sol qui sont moins forts qu’en hauteur [30] ;
ce type d’éolienne ne peut pas démarrer automatiquement, il est nécessaire de la lancer dès l’apparition d’un vent suffisamment fort pour permettre la production [32], [30] ;
elles possèdent une emprise sur le sol beaucoup plus importante que les éoliennes à axe horizontal car elles sont haubanées sur de grandes distances puisque les haubans doivent passer au-dessus des pales [30] ;
La majorité des éoliennes à axe vertical tournent à faible vitesse, ce qui est très pénalisant dans les applications de génération de l’électricité avec connexion au réseau public car la boîte de vitesse doit permettre une importante démultiplication [32] ;
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 22 Ces turbines possèdent un rendement aérodynamique plus faible que les turbines à axe horizontal [32] ;
2.2.2.2. Turbines éoliennes axe horizontal
Une turbine à axe de rotation horizontal ou HAWT (Horizontal AxisWind Turbine) demeure face au vent, comme les hélices des avions et des moulins à vent. Dépendant du nombre de pales de l'hélice, on en distingue de deux types :
les éoliennes à hélice à faibles nombre de pales (au plus 3) ; les éoliennes à hélice à grand nombre de pales (plus de 3).
La Figure 2- 6 présente en a une éolienne à axe horizontale tripales et en b une éolienne multi-pales.
Figure 2- 6 : éoliennes à axe horizontal tripales et multi-pales [29].
Avantages
Les HAWT présentent les avantages suivants :
elles sont fixées au sommet d’une tour, ce qui leur permet de capter une quantité plus importante d’énergie éolienne [32], [30] ;
Leur emprise au sol est très faible par rapport aux VAWT puisque dans le cas des HAWT, seule la tour occupe de la place au sol. Il n’est parfois pas nécessaire de rajouter un local électrique puisque tous les raccordements se font à l’intérieur de la tour [30] ;
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 23 leur vitesse d’amorçage (cut-in) est faible et le coefficient de puissance est relativement élevé [32].
Inconvénients
Les inconvénients sont les suivants :
la boîte de vitesses et la machine électrique doivent être installées en haut de la tour, ce qui pose des problèmes mécaniques et économiques [32] ;
l’orientation automatique de l’hélice face au vent nécessite un organe supplémentaire [32], [29].
La plupart des éoliennes installées sont à axe horizontal. Il faut noter que ceci est dû au fait que les turbines à axe vertical ont un rendement aérodynamique beaucoup plus faible que celles à axe horizontal [33].
2.2.3. Multiplicateur de vitesse
Le rotor tourne lentement par rapport au générateur qui a une vitesse de rotation plus importante. En effet, pour une bonne transmission de puissance, une adaptation du générateur électrique au rotor est nécessaire. De plus, le multiplicateur est fixé sur le cadre qui porte la nacelle. Selon la présence ou non du multiplicateur on distingue les systèmes à entraînement de type direct ou avec multiplicateur.
2.2.4. Génératrice électrique
Les génératrices électriques constituent l’interface entre la partie mécanique et la partie électrique pour assurer la conversion d’énergie mécanique en énergie électrique. Les deux types de machine électrique les plus utilisés dans l’industrie éolienne sont les machines synchrones et les machines asynchrones sous diverses variantes. Les génératrices les plus courantes sont regroupées dans l’organigramme de la Figure 2- 7 :
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 24 Figure 2- 7 : organigramme des génératrices couramment utilisées dans la production d’énergie éolienne.
Avec:
G: Generator
DCG: Direct Current Generator;
IG: Induction Generator;
SG: Synchronous Generator;
SCIG: Squirrel Cage Induction Generator;
WRIG: Wound Rotor Induction Generator;
DFIG: Doubly Fed Induction Generator;
WRSG: Wound Rotor Synchronous Generator;
PMSG: Permanent Magnet Synchronous Generator.
2.2.4.1. Génératrice courant continu
Les machines à courant continu sont encore appelées en anglais DCG (Direct Current Generator). Elles présentent les avantages et inconvénients suivants :
G
DCG IG
SCIG WRIG DFIG
SG
WRSG PMSG
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 25 Avantages
elles présentent une excellente marge de variation de la vitesse de rotation [34] ;
elles ont une bonne réponse dynamique [34].
Inconvénients
elles sont difficiles d’entretien ; elles sont chères [34] ;
elles ont un poids élevé [34].
2.2.4.2. Génératrice Asynchrone
Le générateur à induction en anglais IG (Induction Generator) est largement utilisé dans les turbines éoliennes de moyenne et grande puissance en raison de sa robustesse, sa simplicité mécanique et son coût réduit [32], [34].
Trois types de générateurs à induction sont courants dans l’industrie éolienne:
2.2.4.2.1. Génératrice Asynchrone Cage d’Ecureuil
Encore appelée en anglais SCIG (Squirrel Cage Induction Generator), ces machines ne nécessitent qu’une installation assez sommaire [34]. De plus, elles sont souvent associées à une batterie de condensateurs pour compenser la puissance réactive et un démarreur automatique progressif à gradateur pour éviter des régimes transitoires perturbateurs lors de la mise sous tension [34], [32]. La Figure 2- 8 ci-dessous présente un exemple de configuration d’un système éolien avec un SCIG.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 26 Figure 2- 8 : Système de conversion éolien avec SCIG à vitesse fixe.
Les avantages et inconvénients liés à l’utilisation des SCIG sont les suivants :
Avantages
ce type de machine est d’une grande simplicité et robustesse [30] ; la conversion électromécanique de ces machines ne comporte aucune pièce d’usure [30].
Inconvénients
la vitesse de rotation (généralement à 1000 ou 1500 tr/min) de ces machines est telle qu’il est nécessaire d’associer un multiplicateur de vitesse à la turbine qui tourne moins vite. [34] ;
elles subissent un problème de décrochage pendant les fort appels de puissance
le multiplicateur est un organe qui a un poids considérable et nécessite un débit d’huile important [34]. La plupart des défaillances mécaniques lui sont attribuées et peuvent donc entraîner un arrêt imprévu du système de production avec des coûts induits importants [34] ;
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 27 absence de contrôle de la puissance électrique. La régulation peut être effectuée uniquement à l’aide de moyens mécaniques par l’intermédiaire d’une rotation des pâles de la turbine d’entraînement, qu’elle soit hydraulique ou éolienne modifiant ainsi l’angle. [35]
2.2.4.2.2. Génératrice asynchrone rotor bobiné
Ce type de machine est encore appelée en anglais WRIG (Wound Rotor Induction Generator). Grâce à un système de bagues et balais, la tension appliquée au rotor peut être commandée par un convertisseur électronique de puissance. De l’énergie pouvant ainsi être appliquée ou extraite du rotor, le générateur peut se magnétiser par le rotor comme par le stator [32]. La génératrice doublement alimentée est un WRIG souvent utilisée dans la génération d’énergie éolienne.
2.2.4.2.3. Génératrice doublement alimentée
Cette génératrice de type asynchrone et est encore appelée en anglais DFIG (Doubly Fed Induction Generator). C’est un WRIG dont le stator est relié directement au réseau de puissance et dont le rotor est connecté à un convertisseur, qui sert de variateur de fréquence. La double alimentation fait référence à la tension du stator prélevée au réseau et à la tension du rotor fournie par le convertisseur [32]. La Figure 2- 9 présente un exemple de configuration d’un système éolien avec un WRIG.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 28 Figure 2- 9 : système avec DFIG pour l’opération à vitesse variable.
Les avantages et inconvénients liés à l’utilisation des WRIG en général sont les suivants :
Avantages
ce système permet un fonctionnement à vitesse variable sur une plage spécifique de fonctionnement [30] ;
sa capacité de commander la puissance réactive et de découpler la commande des puissances active et réactive [32] ;
il peut se magnétiser à partir du rotor sans prélever au réseau la puissance réactive nécessaire [32] ;
il est capable d’échanger de la puissance réactive avec le réseau pour faire la commande de tension [32].
Inconvénients
Ces machines sont un peu plus complexes que les machines à cage avec lesquelles elles ont en commun de nécessiter un multiplicateur de vitesse [34] ;
l’usure des contacts glissants occasionne une maintenance plus importante (environ 1 à 2 ans pour les balais et 10 ans pour les bagues) [34], [32].
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 29 2.2.4.3. Génératrice synchrone
Les génératrices synchrones sont des machines très utilisées pour les éoliennes de faible et moyenne puissance. Dans les génératrices synchrones,, il n’y a pas de courant réactif de magnétisation. Le champ magnétique du SG peut être obtenu par des aimants ou par un bobinage d’excitation conventionnel. Si le générateur possède un nombre suffisant de pôles, il peut s’utiliser pour les applications d’entraînement direct (direct-drive) qui ne nécessitent pas de boîte de vitesses (en anglais gearless). Ces machines sont les seules à pouvoir répondre aux contraintes d’un entraînement direct [34]. Le SG est toutefois mieux adapté à la connexion indirecte au réseau de puissance à travers un convertisseur statique, lequel permet un fonctionnement à vitesse variable [32].
Un inconvénient notable pour les SG est qu’au-delà d’une puissance avoisinant les 20 kW, le générateur synchrone est plus coûteux et complexe qu’un générateur asynchrone de puissance équivalente [32]. La Figure 2-10 présente un exemple de configuration d’un système éolien avec un SG.
Figure 2-10 : Système avec générateur synchrone pour un fonctionnement à vitesse variable.
2.2.4.3.1. Génératrice synchrone rotor bobiné
Elle est encore appelée en anglais WRSG (Wound Rotor Synchronous Generator). Les avantages et inconvénients liés à l’utilisation de ce type de génératrice pour les systèmes éoliens sont les suivants :
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 30 Avantages
son coût est globalement plus élevé que celui des machines asynchrones avec multiplicateur, mais à couple et masse égaux, elles possèdent un meilleur rendement qui permet à terme un amortissement du surinvestissement.
possibilité d’utiliser cette génératrice pour les deux types d’entraînement (direct ou avec multiplicateur).
Inconvénients
nécessite un entretien régulier du système bagues-balais, éléments responsables d’une défaillance prématurée du système éolien [34].
2.2.4.3.2. Génératrice synchrone aimant permanent
Encore appelée en anglais PMSG (Permanent Magnet Synchronous Generator), la génératrice synchrone à aimant permanent est le générateur le plus utilisé dans la catégorie des petites turbines. Les avantages et inconvénients liés à l’utilisation de ce type de génératrice dans les systèmes éoliens sont les suivants :
Avantages
la caractéristique d’auto excitation du PMSG lui permet de fonctionner avec un facteur de puissance élevé et un bon rendement, ce qui le rend propice pour l’application dans les systèmes de génération éolienne [32] ;
dans la catégorie des petites turbines, son coût réduit, sa simplicité et sa robustesse en font le générateur le plus utilisé [32] ;
le système d’entraînement étant direct, il en résulte que le multiplicateur de vitesse est éliminé et le système devient beaucoup plus léger ;
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 31 le système de ce type de machines possède un taux de défaillance jugé faible grâce à la suppression de la boîte de vitesse et du système bagues-balais [34].
Inconvénients
dans les applications de plus grande puissance, les aimants et le convertisseur (lequel doit faire transiter toute la puissance générée), rendent le PMSG moins compétitif [32].
2.2.5. Nacelle
C’est une carcasse située sur la tour qui regroupe plusieurs éléments à savoir : le générateur, l’arbre, les roulements, le multiplicateur, le système de refroidissement, le système de contrôle,…
2.2.6. Paramètres caractéristiques d’un aérogénérateur
Une turbine éolienne est dimensionnée pour développer sur son arbre une puissance appelée puissance nominale . Le fabricant de la turbine fournit d’autres renseignements tels que la vitesse de démarrage et la vitesse d’arrêt.
2.2.6.1. Vitesse de démarrage
La vitesse de démarrage (en anglais cut-in speed), est la vitesse à partir de laquelle l'éolienne commence à fournir de l'énergie. Elle est spécifiée par le fabricant pour chaque turbine. Cette vitesse doit être choisie en tenant compte de la distribution du vent soufflant sur le site.
2.2.6.2. Vitesse nominale
La vitesse nominale du vent, (en anglais rated speed), est la vitesse de vent à partir de laquelle l’aérogénérateur fournit sa puissance maximale ( ). Lorsque la vitesse du vent est supérieure à la turbine éolienne doit modifier
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 32 ses paramètres afin d'éviter la destruction mécanique, de sorte que sa vitesse de rotation reste pratiquement constante.
2.2.6.3. Vitesse maximale
La vitesse maximale du vent, (en anglais cut-out speed), est la vitesse pour laquelle la turbine ne convertit plus l'énergie éolienne. Cette vitesse est spécifiée par le fabricant pour des raisons de sûreté de fonctionnement.
2.2.6.4. La vitesse spécifique
La vitesse spécifique ou TSR (Tip Speed Ratio) est le rapport entre la vitesse tangentielle du bout de la pâle de l’éolienne et la vitesse du vent. Elle est donnée par la formule (2.19) :
= (2.19)
Avec :
la vitesse de rotation du rotor en rad/s, la longueur de la pâle en m,
la vitesse du vent en m/s
Le TSR est un coefficient qui permet de caractériser le type d’éolienne (rapide si > 3 si ou lente quand < 3).
2.2.6.5. Le coefficient de puissance
Le coefficient de puissance ou rendement aérodynamique est le rapport entre la puissance mécanique captée par le rotor et la puissance du vent. Il est donné par la formule (2.20) :
= = (2.20)
Avec
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 33 P la puissance mécanique captée par le rotor
P la puissance du vent
Ce coefficient varie d’un type de turbine à un autre. En effet le coefficient de puissance dépend des paramètres de la turbine tels que le nombre de pales et la géométrie de la turbine. Les variations du coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique pour un nombre de pales B sont données par la formule de Wilson [33] :
= + . . (2.21)
Avec
C le coefficient de portance C le coefficient de traînée
le nombre de pales la vitesse spécifique
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 34
Figure 2- 11 : Coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique et du nombre de pales
0 5 10 15 20 25 30 35
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
Coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique et du nombre de pales
Vitesse spécifique
Coefficient de Puissance
1 pale 2 pales 3 pales 5 pales 10 pales infini
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 35 La Figure 2- 11 représente les variations du coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique pour des éoliennes ayant 1, 2, 3, 5, 10 pales.
Elle est obtenue à partir de l’équation (2.21) de Wilson. On remarque que le coefficient de puissance augmente avec le nombre de pales et tend vers 0,59. Ce chiffre représente en réalité la limite de Betz (cas d’un nombre infini de pales).
La limite de Betz traduit le rendement aérodynamique maximal qu’il est possible d’avoir pour une turbine idéale. Pour des vitesses spécifiques faibles, le coefficient de puissance croit avec le nombre de pales et tend vers le cas du nombre infini de pales au fur et à mesure que la vitesse spécifique augmente.
2.2.6.6. Puissance d’un aérogénérateur 2.2.6.6.1. Classification des systèmes éolien
Classification selon le PNL
Les sites éoliens peuvent être classés en fonction de la densité de puissance disponible (en Watt/m2). Le classement PNL des sites éoliens du laboratoire Battelle-Pacific Northwest Labs est un classement très utilisé pour la classification des sites éoliens. Il a été utilisé entre autre dans [28], [15] et [19]
pour caractériser les différents sites afin de déterminer si un site est propice à la production d’énergie éolienne.
Le Tableau 2- 1 montre les valeurs des densités de puissance limite pour chaque classe aux hauteurs 10, 30, 50 m. Les régions de classe au moins égale à 4 sont considérées convenables pour la production d’énergie éolienne, alors que les régions de classe 3 conviennent pour la génération à des hauteurs élevées [28]. Les régions de classe 2 et 1 sont marginales pour la production d’énergie éolienne [28].
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 36 Tableau 2- 1 : classification selon le schéma du PNL [28].
Classe de puissance du vent
Densité de puissance
à 10 m (W/m2)
Vitesse moyenne
du vent (m/s)
Densité de puissance
à 30 m (W/m2)
Vitesse moyenne
du vent (m/s)
Densité de puissance
à 50 m (W/m2)
Vitesse moyenne
du vent (m/s)
1 100 4.4 160 5.1 200 5.6
2 150 5.1 240 6.0 300 6.4
3 200 5.6 320 6.5 400 7.0
4 250 6.0 400 7.0 500 7.5
5 300 6.4 480 7.5 600 8.0
6 400 7.0 640 8.2 800 8.8
7 1000 9.4 1600 11.0 2000 11.9
Classification selon la puissance de l’aérogénérateur
Selon le classement du laboratoire Danois Riso dans [36], les aérogénérateurs peuvent être divisés en cinq groupes selon leur puissance nominale. Le Tableau 2- 2 présente les différentes catégories citées.
Tableau 2- 2 : classification des aérogénérateurs en fonction la puissance nominale de la machine choisie [36].
Puissance Nominale Application typique
1 <1 kW Micro
2 1-10 kW Eolienne domestique
3 10-200 kW Système Hybride/isolé
4 200-1 MW Connexion au réseau
5 >1 MW Parc offshore (ou onshore)
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 37 Classification selon la puissance installée
Il est aussi possible de procéder à une classification selon la puissance installée sur le site. Dans [36] cette classification a été faite en quatre groupes.
Le Tableau 2- 3 présente la classification des systèmes éoliens selon la puissance installée.
Tableau 2- 3 : classification selon la puissance installée [36].
Puissance installée Catégorie
1 <1 kW Micro système
2 1-100 kW Système domestique
3 100 kW-10 MW Application isolée
4 >10 MW Champ d’éoliennes
2.2.6.6.2. Puissance mécanique
La puissance mécanique d’une turbine est obtenue par la formule (2.22) :
= (2.22)
En remplaçant le coefficient de puissance et la puissance du vent par leur valeur on obtient la formule (2.23) :
= + . . (2.23)
La Figure 2- 12 présente les variations de la puissance mécanique par unité de surface en fonction de la vitesse spécifique. Elle est obtenue à partir de l’équation (2.23). Cette courbe est tracée pour différentes valeurs de vitesse du vent pour un aérogénérateur à 3 pales. On remarque que lorsque la vitesse du vent augmente, la puissance mécanique par unité de surface augmente. Aussi, pour des vitesses spécifiques faibles, cette puissance croit-t-elle fortement puis
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 38 devient pratiquement constante avec l’augmentation de la vitesse spécifique. On conclut qu’une turbine peut fournir de plus fortes puissances quand la vitesse du vent est grande.
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 39
Figure 2- 12 : Puissance mécanique en fonction de la vitesse spécifique pour différentes vitesses du vent (en m/s) pour une éolienne à 3 pales.
0 5 10 15 20 25 30 35
0 50 100 150 200 250 300
Puissance mécanique en fonction de la vitesse spécifique pour différentes vitesses du vent (en m/s) pour une éolienne à 3 pales
Vitesse spécifique
Puissance mécanique (w/m carré)
3 m/s 4 m/s 5 m/s 6 m/s 7 m/s 9 m/s
Rédigé par AZA-GNANDJI Maurel 40 2.2.6.6.3. Courbe de puissance électrique d’un aérogénérateur
La puissance électrique d’un aérogénérateur varie en fonction de la vitesse. Cette variation est représentée par une courbe appelée « courbe de puissance de l’aérogénérateur ». La courbe de puissance de l’aérogénérateur est généralement fournie par le fabricant. Les fabricants fournissent parfois certains coefficients caractéristiques de la courbe de puissance. La courbe peut ensuite être tracée en insérant les coefficients dans certains modèles théoriques. La Figure 2- 13 présente un exemple de courbe de puissance fournie par un fabricant de turbine.
Figure 2- 13 : Courbe de puissance du WT600 du fabricant Proven wind turbines [37].
Plusieurs modèles sont disponibles dans la littérature. Dans [20], ces modèles sont regroupés en deux catégories : les modèles paramétriques et les modèles non paramétriques. Cependant les modèles de type paramétriques sont les plus rencontrés [38], [21], [20]. Pour un modèle paramétrique, l’expression de la puissance est donnée par la formule (2.24) :
