L’énergie éolienne

1

ELEC2670

L’énergie éolienne

H. Jeanmart

herve.jeanmart@uclouvain.be

Année académique 2011-2012

Source: GE 2

3

Sujets abordés

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

4

A l‘origine de l‘énergie éolienne, la puissance du vent

2 3

2 1

2 AU

AU U

P = ρ = ρ

La vitesse du vent est une grandeur influencée par de nombreux éléments:

La localisation globale (continent, pays, région) La topographie locale (vallée, colline, forêt, etc. ) Les variations saisonnières

Les variations induites par la turbulence

Débit Energie cinétique

5

Evolution de la puissance avec la vitesse, importance du cube de la vitesse

Vitesse [m/s] Densité de puissance

[W/m²]

0 0

5 75

10 600

15 2025

20 4800

25 9375

1 3

2

P U

A = ρ

1.2 kg m/ 3

ρ

Densité de puissance

6

Vitesses « moyennes » du vent en Europe

abrité ouvert côte mer colline

Vitesse du vent à 50m d‘altitude

www.windpower.org

7

Incohérence entre les valeurs prédites et les valeurs mesurées suite à la distribution de vitesse

Pour une vitesse du vent de 10m/s

Théorie Carte

600 W/m² 1200 W/m²

8

Définition du facteur de distribution

∑

= U_i U N1

Sur base de mesures régulières de la vitesse du vent, on obtient plusieurs grandeurs caractéristiques

3 3

2 1 1

2

1 U AK U

A N

P = ρ

∑

3

1 3

U N U

K_e

∑

=

Vitesse moyenne

Puissance moyenne

Facteur de distribution

9

⎥⎦

⎢ ⎤

⎣

⎡ ⎟

⎠

⎜ ⎞

⎝

− ⎛

⎟⎠

⎜ ⎞

⎝

⎟⎛

⎠

⎜ ⎞

⎝

= ⎛

− k

k

c U c

U c

U k

p( ) exp

1

( )

(

)

U

U g c

U f k

σ σ ,

,

=

=

0 10 20 30

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

U

p(U) k=4

k=3

k=2

s m U = 8 /

k K_e

2.0 1.91 3.0 1.40 4.0 1.15

Passage des mesures à une approche statistique, la distribution de Weibull

10

De la distribution de Weibull, à la monotone de vitesse

10 / U = m s 5 /

U = m s

« Combien

dʼheures par an, le vent a-t-il une vitesse supérieure à »

11

Illustration de la monotone pour différents sites

12

Définition des classes de vent pour les éoliennes

Vestas website : « Specifically, the V90-1.8 MW is ideal for IEC II sites whereas the V90-2.0 MW is better suited for IEC III sites ».

13

Modification de la vitesse avec l‘altitude, la couche limite terrestre

( )

( )_{r r}

U z z

U z z

⎛ ⎞α

= ⎜ ⎟

⎝ ⎠

α dépend de tous les

paramètres définissant la géographie et le climat local.

0.1≤ α ≤ 0.3 10 m/s at 10 m

α = 0.14

14

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

15

Quel est le potentiel éolien mondial?

Potentiel théorique mondial 10⁶ TWh/an

Potentiel technique mondial 20 000 TWh/an

Production mondiale (2009) 300 TWh/an

Consommation électrique mondiale 15500 TWh/an

16

L‘évolution de la puissance installée est exponentielle

Source : thewindpower.net

17

Source Global Wind Energy Council

La croissance reste forte y compris en Europe

End 2006 New 2007 Total

Installed power in MW

18

Perspectives sur la place de l‘éolien dans la production mondiale d‘électricité

Source: IEA, WEO2006

Lʼénergie produite compense bien le coût de son installation et de son démantèlement

Source: Kubiszewski et al., Ren. En., 2010

LʼEROI (Energy Return On Investment) est très élevé comparé aux autres technologies

EROI = énergie électrique produite / énergie primaire consommée

Source: Kubiszewski et al., Ren. En., 2010

Il est préférable énergétiquement dʼinstaller de grandes éoliennes

Source: Kubiszewski et al., Ren. En., 2010

22

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

23

De la puissance du vent à celle d‘une éolienne, comment expliquer l‘écart?

0 5 10 15 20 25 30

0 500 1000 1500 2000

/ [ ] Cp = P A W

[ / ] U m s

Vent Eolienne

24

Courbe caractéristique de puissance d‘une éolienne

Nordex N90 : rotor diameter 90m-> A = 6362m²

Source: http://www.fairwind.be 25

Courbe caractéristique de puissance d‘une éolienne

26

x

x Pressure

Velocity V_e V_s

V

p₀

Une vue globale sur lʼécoulement autour dʼune éolienne

27

s s s

T = ρ AV (V V ) −

e 1 2

T A ( p = − p )

Bilans de quantité de mouvement pour déterminer la force axiale sur l‘éolienne: théorie de Betz

T

A_s p₀

1 2

Bilan sur le contour où la pression est constante

Bilan sur le contour du rotor où la vitesse est constante

28 2 2

e

1 0

2 2

e s

0 2

2 2

s

1 2

V V p p

2 V V p p

2

V V p p

2

ρ ρ

ρ

− = −

− = −

− = −

Expressions liants vitesses et pression à partir de la relation de Bernoulli

T

A_s p₀

1 2

29

e 1 2 s s s

2 2

s

1 2

A ( p p ) A V (V V )

V V

p p

2 ρ

ρ

− = −

− = −

Elimination des pressions pour obtenir une loi exprimant la surface de déficit de vitesse en aval

T

A_s p₀

1 2

A_s = A_eV +V_S

2V_S = A_e ( 1+ x ) 2x

30

2 2

s

p s s

V V P A V

ρ ⁻2

=

Expression de la puissance perdue par le vent et du coefficient de puissance

3 2

1 (1 )(1 )

2 2

s

p e

V

x x

P A V x

ρ ^{+ −} V

= =

2 3

(1 )(1 )

1 2

2

p p

e

P x x

C

ρA V

+ −

= =

La puissance prélevée est le produit du débit et de la perte dʼénergie cintétique

La puissance prélevée est uniquement fonction du rapport entre la vitesse avale et la vitesse amont

Le coefficient est indépendant de la taille de l’éolienne et de la vitesse du vent

31

Il existe un optimum de puissance prélevée dont le rendement est proche de 60%: optimum de Betz

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

Cp

Vs

V

32

Première correction, la giration de sillage en réaction du couple sur le rotor

33

L‘optimum de Betz est réduit et dépend fortement du

« tip speed ratio »

R

λ = ^Ω V

λ également limité supérieurement pour des raisons de bruit

34

Seconde correction, nombre de pales et traînées

Source: Wind Turbines by Hau and von Renouard, Springer, accessible en ligne gratuitement

35

Caractérisation des éoliennes par rapport à Betz:

différents types d‘éoliennes

Source: Wind Turbines by Hau and von Renouard, Springer

36

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

37

Les différents types d‘éoliennes

Source : Eldridge

38

Deux configurations majeures

Eolienne à axe vertical (VAWT) Darrieus (basée sur la portance) Savonius (basée sur la traînée) Eolienne à axe horizontal (HAWT)

39

Cons

- Symmetric blade profile -> less efficient - Lack of torque to start the rotor

- Important rotor wake influence - Highly cyclic torque -> fatigue - High torque, low speed

Pros

+ All the machinery is a the ground level + Simplicity

+ Always correctly oriented

Les éoliennes à axe vertical

40

Pros

+ Less noise + Less fatigue Cons

- Collision with the tower - More expensive

Pros + Cost Cons

- More noisy - High fatigue

upwind downwind

Les éoliennes à axes horizontal : upwind ou downwind

41

Quelques éléments majeurs d‘une éolienne

42

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

43

0 5 10 15 20 25 30

0 500 1000 1500 2000 2500

Calcul de l‘énergie produite annuellement à partir de la courbe caractéristique

Démarrage à 4 m/s

Puissance nominale à 13 m/s Arrêt à 25 m/s

6.9 m/s -> 560 kW

44

En combinaison avec la monotone de vitesse, on détermine une monotone de puissance

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 0

500 1000 1500 2000 2500

P

5 / U = m s

h 3.110

E = kWh 354

P = kW

nominale

560 kW

2000 heures par an, la vitesse du vent est supérieure à 6.9 m/s et la

puissance fournie par lʼéolienne est supérieure à 560kW. En intégrant cette monotone de puissance, on obtient lʼénergie produite annuellement

45

P

6

h 11.2 10

E = kWh

1279

P = kW

nominale

10 / U = m s

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 0

500 1000 1500 2000 2500

En combinaison avec la monotone de vitesse, on détermine une monotone de puissance

46

En exercice pour les étudiants

Source: http://www.fairwind.be

47

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

48

V

Aerodynamic approach

49

2/3 V

U(r) V_a

V is the wind velocity

U is the angular velocity R V

r r

U( ) = λ

Consider a section along a blade

Where λ is the tip speed ratio

V R r

U( = ) λ =

r R

V_a is the relative velocity between the blade and the air. It is a function of the radial position.

Aerodynamic approach – velocities

50

V_a

φ λ

⎛ ⎛ ⎞⎞

⎜ ⎜⎜ ⎟⎟⎟

⎜ ⎝ ⎠⎟

⎝ ⎠

=atan 2 3 R

r

β is the pitch angle between the blade chord and the vertical. It is a function of the radial position.

α is the blade angle with the flow. It is a function of the blade profile and the radial position. It is usually taken as a constant for simplified models

φ is the angle between the relative velocity and the vertical plane. It is a function of the radial position.

α β φ

Aerodynamic approach – Angles

51

V_a

L D

F_N

F_T

φ φ

φ φ

= +

= −

cos( ) sin( ) sin( ) cos( )

N T

F L D

F L D

For a blade section Δr :

ρ

= 1 ² Δ 2 ^{a L} L V C c r

ρ

= 1 ² Δ 2 ^{a D} D V C c r

•  C_L et C_D are determined by the blade profile and the angle α.

•  The chord C must be evaluated in order to obtain L and D.

r Δr R

c

Aerodynamic approach – Forces

52

Root of the blade

Basic profile

Tip of the blade

Aerodynamic approach – Profiles

53

The local value of the chord is determined by a momentum balance between the upstream and downstream velocities.

We assume a 1/3 ratio between the two velocities following Betz theory.

The approximate chord profile is thus : π λ

⎛ ⎞

⎜ ⎟

⎜ ⎟

⎝ ⎠

=16 ₂ 9 c R R

B r

where B is the number of blades

Aerodynamic approach – The chord

54

Total torque on the rotor :

Total power P T= ω ω λ

π π

= ^et = 60

2 60rpm rpm 2 V R

V Rmin Rmax λ rpm T P

[m/s] [m] [m] [tr/min] [Nm] [kW]

10 0,1 1 8 764 8,6 0,6

10 1 10 7 67 1,10E+04 75

10 2 25 7 27 1,70E+05 470

10 3 30 6 19 3,60E+05 790

=

∫

R

Trdr F

B T

0

Examples :

Aerodynamic approach – Torque and power

55

0 5 10 15 20

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

λ

= 1 B

= 4

B B = ∞

3

2

1 AU C_p P

ρ

=

= 0 C

Aerodynamic approach – Power vs number of blades

CP

56

0 5 10 15 20

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

λ

25 / _D =

L C C

50 / _D =

L C C

100 / _D =

L C 0 C

D = C

= 3 B

Aerodynamic approach – Power vs blade characterisitcs

CP

57

Caractérisation du vent

Potentiel éolien et production

Caractérisation globale des éoliennes Différents types dʻéoliennes

Calcul de l’énergie produite annuellement Aérodynamique des pales

Gestion aérodynamique de l’éolienne Gestion électrique de l’éolienne

58

Control systems – methods

Fixed rotor speed Variable speed

Stall Pitch Stall Pitch

No control Pitch regulation (slow, difficult)

Resisting torque control

Pitch and torque control

59

4 5

l= 1.225 kg/m3

For more information on the ENERCON power curve, please see the last page.

Power P [kW] Power coefficient Cp [-]

Wind speed v at hub height [m/s]

Calculated power curve

Power P Power coefficient Cp

1 2 3 4 5 6

Main carrier Yaw drive Annular generator Blade adapter Rotor hub Rotor blade

900 kW Technical specifications E-44

Drive train with generator

Hub: Rigid

Main bearing: Tapered roller bearing pair

Generator: ENERCON direct-drive annular

generator Grid feed: ENERCON inverter

Brake systems: – 3 independent pitch control systems with emergency power supply – Rotor brake

– Rotor lock Yaw system: Active via yaw gear,

load-dependent damping Cut-out wind speed: 28 – 34 m/s

(with ENERCON storm control*) Remote monitoring: ENERCON SCADA

* For more information on the ENERCON storm control feature, please see the last page.

Rated power: 900 kW

Rotor diameter: 44 m

Hub height: 45 m / 55 m / 65 m

Wind class (IEC): IEC/NVN IA

WEC concept: Gearless, variable speed Single blade adjustment Rotor

Type: Upwind rotor with active pitch control

Rotational direction: Clockwise

No. of blades: 3

Swept area: 1,521 m²

Blade material: GRP (epoxy resin);

Built-in lightning protection Rotational speed: Variable, 12 – 34 rpm

Pitch control: ENERCON single blade pitch system;

one independent pitch system per rotor blade with allocated emergency supply

0 5 10 15 20 25

Wind

[m/s] Power P

[kW]

Power coefficient Cp

[-]

1 0.0 0.00

2 0.0 0.00

3 4.0 0.16

4 20.0 0.34

5 50.0 0.43

6 96.0 0.48

7 156.0 0.49

8 238.0 0.50

9 340.0 0.50

10 466.0 0.50

11 600.0 0.48

12 710.0 0.44

13 790.0 0.39

14 850.0 0.33

15 880.0 0.28

16 905.0 0.24

17 910.0 0.20

18 910.0 0.17

19 910.0 0.14

20 910.0 0.12

21 910.0 0.11

22 910.0 0.09

23 910.0 0.08

24 910.0 0.07

25 910.0 0.06

1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

0.60 0.50 0.40

0.30 0.20 0.10 0.00

1

2 4 3

5

6

Power coefficient vs wind speed : pitch control, why?

Source: Enercon

4 5

l= 1.225 kg/m3

For more information on the ENERCON power curve, please see the last page.

Power P [kW] Power coefficient Cp [-]

Wind speed v at hub height [m/s]

Calculated power curve

Power P Power coefficient Cp

1 2 3 4 5 6

Main carrier Yaw drive

Annular generator Blade adapter Rotor hub Rotor blade

900 kW

Drive train with generator

Hub: Rigid

Main bearing: Tapered roller bearing pair

Generator: ENERCON direct-drive annular

generator

Grid feed: ENERCON inverter

Brake systems: – 3 independent pitch control systems with emergency power supply – Rotor brake

– Rotor lock

Yaw system: Active via yaw gear, load-dependent damping

Cut-out wind speed: 28 – 34 m/s

(with ENERCON storm control*)

Remote monitoring: ENERCON SCADA

* For more information on the ENERCON storm control feature, please see the last page.

Rated power: 900 kW

Rotor diameter: 44 m

Hub height: 45 m / 55 m / 65 m

Wind class (IEC): IEC/NVN IA

WEC concept: Gearless, variable speed Single blade adjustment

Rotor

Type: Upwind rotor with active pitch control

Rotational direction: Clockwise

No. of blades: 3

Swept area: 1,521 m²

Blade material: GRP (epoxy resin);

Built-in lightning protection Rotational speed: Variable, 12 – 34 rpm

Pitch control: ENERCON single blade pitch system;

one independent pitch system per rotor blade with allocated emergency supply

0 5 10 15 20 25

Wind

[m/s] Power P

[kW]

Power coefficient Cp

[-]

1 0.0 0.00

2 0.0 0.00

3 4.0 0.16

4 20.0 0.34

5 50.0 0.43

6 96.0 0.48

7 156.0 0.49

8 238.0 0.50

9 340.0 0.50

10 466.0 0.50

11 600.0 0.48

12 710.0 0.44

13 790.0 0.39

14 850.0 0.33

15 880.0 0.28

16 905.0 0.24

17 910.0 0.20

18 910.0 0.17

19 910.0 0.14

20 910.0 0.12

21 910.0 0.11

22 910.0 0.09

23 910.0 0.08

24 910.0 0.07

25 910.0 0.06

1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

0.60 0.50 0.40

0.30 0.20 0.10 0.00

1

2 4 3

5

6

60

Control systems – Power curve

Aim:

Get the maximal power from the wind at all velocities P

V

Nominal power of the generator

Cut-in Cut-out

Stall regulated Pitch regulated

61

Power coefficient vs tip speed and pitch angle

Si la vitesse de rotation est fixe, il existe une seule valeur optimale de vitesse de vent => vitesse variable

Si l’angle de calage est fixe, il existe une seule valeur optimale de TSR (Tip Speed Ratio) => angle variable

62

Travailler à vitesse variable augmente le rendement

In addition, most ASG-based wind turbines can offer is- 63

land-operation capability. Island operation is difficult to realize with the Danish concept.

Dire ct-in-Line ASG System

One possible implementation scheme of ASGs is shown in Fig. 4. A synchronous generator is used to produce vari- able-frequency ac power. A power converter connected in series with the ASG transforms this variable-frequency ac power into fixed-frequency ac power. Although these di- rect-in-line systems have been built up to 1.5 MW, several disadvantages are apparent:

■ The power converter, which has to be rated at 1 p.u.

total system power, is expensive.

■ Inverter output filters and EMI filters are rated for 1 p.u. output power, making filter design difficult and costly.

■ Converter efficiency plays an important factor in to- tal system efficiency over the entire operating range.

Doubly Fed Induction G enerator ASG System Recent developments seek to avoid most disadvantages of direct-in-line converter based ASGs. Fig. 5 shows an alter- native ASG concept that consists of a doubly fed induction generator (DFIG) with a four-quadrant ac-to-ac converter based on insulated gate bipolar transistors (IGBTs) con- nected to the rotor windings. Compared to direct-in-line systems, this DFIG offers the following advantages:

■ Reduced inverter cost, because inverter rating is typ- ically 25% of total system power, while the speed range of the ASG is ±33% around the synchronus speed (Fig. 6).

■ Reduced cost of the inverter filters and EMI filters, becuase filters are rated for 0.25 p.u. total system power, and inverter harmonics represent a smaller fraction of total system harmonics.

■ Improved system efficiency; Table 2 shows the sys- tem losses for different windmill concepts. The losses are shown separately for the generator and for the IGBT inverters. Approximately 2-3% efficiency im- provement can be obtained.

■ Power-factor control can be implemented at lower cost, because the DFIG system (four-quadrant con- verter and induction machine) ba- sically operates similar to a synchronous generator. The con- verter has to provide only excita- tion energy.

In addition, compared to silicon-con- trolled rectifier (SCR) based Kramer drives [3], the DFIG with a four-quadrant converter in the rotor circuit enables de- coupled control of active and reactive power of the generator.

Dynamic Model

of a Doubly Fed Induction G enerator

To develop decoupled control of active and reactive power, a DFIG dynamic model is needed. The construction of a DFIG is similar to a wound rotor induc- tion machine (IM) and comprises a three-phase stator winding and a three-phase rotor winding. The latter is fed via slip rings. The voltage and torque equations of the DFIG in a stationary ref- erence frame are:

{ }

v r i

dt j

Sj S Sj

= ⋅ + ∂ψ Sj =

1 2 3, , (1)

28

IEEEINDUSTRYAPPLICATIONSMAGAZINE•MAY|JUNE2002•WWW.IEEE.ORG/IAS

100%

Power

Profit:

Speed Variation

Profit: Pitch Control

Reference: Stall, Constant Speed

Wind Speed

Efficiency g ains due to a djusta ble spe ed wind turbines.

3

P_Gen

Filter Grid

=

3~ =

3~

P_mech

Gear Box

SG

Dire ct-in-line wind turbine system.

4

Converter

Grid

P_Gen

s*P_Gen

s*P_Gen 3~

= 3~

=

Filter DFM

Doubly fed induction generator wind turbine system.

5

Gains with variable speed (below rated power) and pitch control (at rated power)