etatart_aerogenerateurs_01_2.pdf

Extrait du rapport de synthse ECRIN LElectronique de Puissance Vecteur dOptimisation Pour les Energies Renouvelables , paru mai en 2002 1 ISBN 2-912154-8-1 ECRIN 32, bd de Vaugirard 75015 Paris - tel 01 42 79 50 99 [email protected]

TAT DE LART DANS LES AROGNRATEURS LECTRIQUES

Bernard MULTON1, Olivier GERGAUD1, Hamid BEN AHMED1, Xavier ROBOAM2, Stphan ASTIER2, Brayima DAKYO3, Cristian NICHITA3

1LSiR Antenne de Bretagne de lcole Normale Suprieure de Cachan Campus de Ker Lann 35170 BRUZ [email protected]

2LEEI ENSEIIHT Toulouse, 3GREAH Universit du Havre Rsum : Cet tat de lart a pour objectif de dcrire les diverses technologies et les principales caractristiques des gnrateurs lectriques pour arognrateurs en prcisant bien les tendances (variation lectronique de vitesse, entranements directs). En outre, les ressources nergtiques oliennes, les caractristiques du vent et des turbines ainsi que le dveloppement du march des oliennes sont prsents pour aider le lecteur bien comprendre lensemble des contraintes techniques et conomiques. Mots cls : arognrateurs, nergie olienne, technologie de gnrateur lectrique, entranements directs. 1- Historique - Ressources - Aspects conomiques

1.1- Contexte historique Trs tt, dans lhistoire des techniques, le vent a t exploit afin den extraire de lnergie

mcanique : pour la propulsion des navires ds lantiquit (3000 ans Av. JC), pour les moulins ( crales, olives), le pompage ou, au Moyen Age, pour lindustrie (forges). La conversion de lnergie du vent en nergie mcanique est en effet relativement aise, il faut seulement disposer dun potentiel satisfaisant et rsister aux caprices des vents excessifs. A part dans les rgions plates, lnergie hydraulique sest ainsi souvent rvle plus intressante, ce qui explique la situation actuelle o lhydrolectricit est dominante parmi les sources renouvelables. En outre leau saccumule facilement dans des rservoirs et permet de stocker de lnergie. Vers le milieu du XIXme sicle, il y avait environ 200 000 moulins vent en Europe [Hau_00], cest principalement larrive des machines vapeur industrielles qui a initi leur dclin.

Ce nest qu la fin du XIXme sicle, lorsque llectricit pris son essor, que

larognration lectrique fit ses premiers pas. Au Danemark, Poul La Cour fut, sans doute, le pionnier, il a associ une turbine olienne une dynamo en 1891. En France [Argan_RGE82], contrairement ce que la situation actuelle pourrait laisser penser, les recherches allrent bon train dans les annes 1920 (olienne bipale de 20 m de diamtre, compagnie CEM) puis dans les annes 1950-60 (tripale de 30 m et gnratrice synchrone de 800 kW Nogent le Roi, bipale de 35 m et gnratrice asynchrone de 1 MW Saint Rmy des Landes). En 1941, une olienne bipale de 1250 kW (machine synchrone) tait exprimente aux USA dans le Vermont. En 1978, les Danois, aujourdhui leaders dans le domaines, ralisrent une machine tripale de 54 m pour une puissance de 2 MW. Les nombreuses ralisations exprimentales (notamment en Californie) et leurs avatars permirent de perfectionner les turbines, les systmes de freinage durgence, les pilones et les divers dispositifs de contrles et dobtenir des arognrateurs viables et comptitifs la fin du XXme sicle. Diverses solutions de turbines furent explores, notamment celles axe vertical connue sous le nom de Darrieus (leur inventeur), mais ne subsistent aujourdhui pratiquement plus que des machines axe horizontal 2 ou 3 pales.

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12Manuscrit auteur, publi dans "L'lectronique de puissance vecteur d'optimisation pour les nergies renouvelables (2002)

pp.97-154"


Moulins de pompage dans les polders (Hollande)

Moulin

Perse (Antiquit) VIIme sicle AV-JC

Parc Eolien Pompage Eolienne Nordex Californie (dbut 1980) (annes 90)

Figure 1.1.1 Evolution des dispositifs oliens de lAntiquit nos jours (images [EoleWeb])

Cest principalement la crise ptrolire de 1974 qui relana les tudes et les expriences,

cette fois plus grande chelle : lexprience californienne a t la premire grande chelle (le Wind-rush ) au dbut des annes 80, notamment avec des turbines de moyenne puissance (55 kW) et grce une incitation fiscale trs volontariste. On passa ainsi de 144 machines (pour un total de 7MW) en 1981, 4687 machines (386 MW) en 1985. Mais cest vers la fin des annes 1980 que le march des systmes raccords au rseau a rellement dcoll en Europe, dans le reste des USA et galement en Asie et en Afrique du Nord. En Europe, les leaders furent les Danois, principalement cause de leurs faibles ressources nergtiques classiques, aujourdhui, ils conservent une trs large avance au niveau mondial (plus de la moiti des systmes oliens vendus).

Dans les sites isols, la rentabilit tant plus facile obtenir, des petites oliennes dans la

gamme de quelques 100 W quelques 10 kW sont commercialises depuis plus longtemps. La baisse des cots des cellules photovoltaques permet aujourdhui de construire des systmes hybrides oliens et photovoltaques qui profitent de la frquente complmentarit vent-soleil (rduction des cots des batteries de stockage ncessaires en site isol).

1.2- Ressources nergtiques du vent et volutions de la production olienne Lnergie olienne sous-produit du rayonnement solaire reprsente une ressource norme,

30.1015 kWh, dont la part terrestre exploitable est estime une valeur comprise entre 5 et 50.1012 kWh/an selon les sources et, certainement beaucoup plus si lon considre les zones

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offshore. Pour comparaison, en 2000, lnergie primaire consomme par lhumanit a atteint environ 140.1012 kWh et llectricit produite 15.1012 kW.h.

En France, on estime les ressources oliennes exploitables annuellement environ 70.109 kWh terrestres [EDF_sept97] (mme ordre de grandeur que lhydraulique) pour environ 20 GW installs et 500.109 kWh offshore soit plus que la consommation intrieure actuelle dlectricit (environ 400.109 kWh).

Le potentiel offshore europen est estim plus de 3 1012kWh/an, soit presque le double de la consommation europenne dlectricit. Le Danemark envisage de produire ainsi 40% de son lectricit lhorizon 2010.

Plus de 16 GW oliens taient installs dans le monde fin 2000 [Obser_Jan01], pour une

production annuelle estime 30.109 kWh ; notons que la puissance installe tait 1000 fois plus faible 1981 (15 MW). Les arognrateurs produisent ainsi environ 0,2% de llectricit mondiale mais le taux de croissance est lev et 10% de lnergie lectrique pourrait tre dorigine olienne vers 2020. Le cot de revient actuel est de 25 40 centimes/kW.h selon les sites, il a fortement dcru au cours des annes passes (Figure 1.3.5) et est devenu comptitif. Le premier pays en puissance installe est lAllemagne avec 5432 MW en activit fin 2000. Au Danemark, 2300 MW sont dj en service (2001) et fournissent 14% de la demande nergtique lectrique nationale, ce pays produit dailleurs une grande part mondiale des turbines oliennes. Aux USA 2500 MW sont en service. Au Maroc vers le dtroit de Gibraltar, la centrale de Ttouan, mise en service en 2000, met en uvre 84 oliennes de 600 kW (2% de llectricit produite au Maroc).

La France, aprs avoir pris un certain retard sur ce plan (69 MW installs fin 2000), a lanc en 1996 le programme OLE 2005 dans lequel on prvoit l'installation de 250 500 MW d'oliennes d'ici 2005 (soit 500 1000 oliennes de 500 kW). En septembre 2000, le Premier Ministre a fix un nouvel objectif de 3000 MW pour 2010. Enfin, en mai 2001, un prix de rachat attractif du kWh olien franais a t dcid [Obser_Mai01], il permettra, grce un tarif fonction des performances du site de production, de mieux rpartir les arognrateurs sur le territoire national. La figure 1.2.2 donne les tarifs de rachat pour les 1500 premiers MW signs et pour les suivants (un peu moins avantageux).

Figure 1.2.1 Evolution de la production et de la puissance installe [PaulGippe]

Attention, la caractrisation des centrales oliennes est souvent faite en watts, or cest

plutt lnergie produite qui nous intresse. Les watts installs correspondent des watt-heures mais malheureusement pas avec un taux dutilisation la pleine puissance comparable celui des centrales nuclaires. En moyenne, la production est quivalente environ 2000 heures par an la pleine puissance en onshore et environ 3000 heures en offshore. Bien

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sr, les valeurs spcifiques dpendent totalement des sites de production (vitesse moyenne et fluctuations des vents).

Comme le cot de linstallation connecte au rseau est principalement li la puissance

maximale, lamortissement sera dautant plus rapide que lnergie produite annuellement sera leve. En site isol, la situation est diffrente car les systmes de stockage dlectricit cotent trs cher, la rgularit de la production est toute aussi importante que lnergie globalise annuellement.

La figure 1.2.2 donne le tarif de rachat de lnergie olienne en France redfini en 2001. Il est dfini pour des contrats de 15 ans dans lesquels le kWh est 55 centimes (de Franc) durant les 5 premires annes, ensuite, sur la base de la production relle, il est rajust selon lnergie annuelle (quantifie en heures quivalentes de production pleine puissance). Lobjectif est de favoriser limplantation doliennes dans les zones moyennement ventes ou dviter une prolifration excessive dans les zones favorises (litoral, etc).

Figure 1.2.2 Barmes de rachat du kWh olien en France dfinis le 29 mai 2001

[Obser_Mai01]. (les 5 premires annes le tarif est constant puis, selon les rsultats de production obtenus, il est adapt pour les 10 annes suivantes).

1.3- Machines de forte puissance : une filire conomique en plein dveloppement Lessentiel des donnes prsentes dans ce paragraphe sont issues de lObservatoire des

Energies Renouvelables (ObservER) et notamment de la revue Systmes Solaires de janvier 2001 [Obser_Jan01]. La croissance de la puissance installe en grand olien est denviron 30% par an et on prvoit objectivement plus de 40 GW totaliss en 2004 dans le monde dont 30 GW en Europe. La figure 1.3.1 montre les prvisions de dveloppement en puissance installe en Europe compare aux objectifs du Livre Blanc [CEE_LivreBlanc] : la tendance dpasse les vux.

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Figure 1.3.1 : Croissance de la puissance installe en Europe [Obser_Jan01]

Les tableaux de la figure 1.3.2 montrent la rpartition mondiale et europenne ainsi que le

trs fort taux de croissance du march.

Figure 1.3.2 [Obser_Jan00]

Le dveloppement de lnergie olienne, outre ses avantages environnementaux, prsentent

des opportunits conomiques (fabrication des quipements, emplois directs et indirects). Au Danemark, o 14% de llectricit est dj olienne, cela a t compris trs tt, en tmoigne leur industrie florissante : sur les 4000 MW de turbines vendues et installes dans le monde en 1999, 2200 MW taient danoises, pour un montant de 11 milliards de Francs, hors cot dinstallation et dinfrastructure (voir figure 1.3.3) [WindPower]. Le Royaume Uni souhaite galement se lancer dans la course [BWEA_rep98], notamment dans la production offshore [OWEN]. Les Etats Unis dAmrique sont galement conscients du formidable march des technologies associes [NREL_99].

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Figure 1.3.3 : Croissance du march des arognrateurs [OWEN]

Le tableau de la figure 1.3.4 montre les constructeurs de grandes oliennes et leurs plus

puissantes ralisations commerciales. Celui de la figure 1.3.6 met en vidence laccroissement de la puissance moyenne par olienne. En 2000, la puissance moyenne des nouvelles oliennes installes atteint 800 kW.

Figure 1.3.4 : gauche [Obser_Jan01] machines de forte puissance mise en service en

2000, droite [Obser_Jan00]

Toutes ces grandes oliennes fonctionnent au fil du vent, cest--dire quelles produisent en permanence le maximum permis par le systme, cest le rseau qui stocke ou plutt qui sadapte. Cela nest, bien entendu, viable que si la proportion dnergie olienne reste faible de lordre de 10% au-del, il sera probablement ncessaire de disposer de systmes de stockage.

Dans les petites puissances (quelques 100 W quelques 10 kW), presque toujours en site isol, la situation est diffrente car des batteries se trouvent en tampon et peuvent tre recharges. Si les accumulateurs sont remplis, le surplus dnergie nest gnralement pas utilis.

Laccroissement de la puissance moyenne des oliennes et du volume des ventes (18 MW

cumuls en 1981 et 10 GW en 1998) a conduit une forte baisse du cot de production du kWh olien et des retours dinvestissement de plus en plus courts. Selon les tarifs de rachat, le temps de retour est compris entre 4 ans (Allemagne) et 10 ans (Canada), en France, il varie entre 6 et 7 ans.

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Evolution de la puissance moyenne unitaire des machines et baisse des cots du kWh

(conditions : amortissement sur 20 ans, taux dintrt : 5%/an) Figure 1.3.5 [LIOR]

Le prix de revient du kW.h est fonction de la vitesse du vent sur le site de production. La

figure 1.3.6 [Hau_00] montre, pour deux dures damortissement et pour une machine de 500 kW, le prix de revient du kW.h en fonction de la vitesse moyenne du vent.

Figure 1.3.6 [HAU_00] : prix de revient du kW.h olien

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1.4- Un potentiel norme encore peu exploit : lolien offshore

On considre, comme systmes offshore oliens, des fermes loignes de 10 50 km des

ctes pour des puissances de quelques 100 MW. La figure 1.4.1 montre des photos de la premire ferme olienne offshore mise en service en 1991 en mer Baltique sur les ctes du Danemark.

Figure 1.4.1 La premire ferme olienne offshore : 11 X 450 kW (1991, Vindeby)

En 1998, on comptait dj plus de 500 MW de projets en Europe (Figure 1.4.2) et ce

chiffre a considrablement augment depuis. En 2000, au large de Coppenhague (Middlegrunden), une ferme offshore de 40 MW (20 machines de 2 MW) a t mise en service dans des eaux dont la profondeur est comprise entre 5 et 10 m. Lexprience cumule depuis 10 ans permet denvisager un srieux dcollage de cette filire de production dlectricit.

Figure 1.4.2 Fermes oliennes offshore existantes en 1998 et projets [BWEA_rep98]

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Pour la ralisation de ces fermes oliennes, en proche offshore, les mts sont monts sur des fondations ancres dans le fond, mais lorsque lon sloigne des ctes, il devient difficilement concevable de conserver ces moyens. Cest ainsi que sest dvelopp le concept doffshore flottant, issu de le technologie des plates-formes ptrolires. Les architectures de conversion dnergie sont souvent spcialement adaptes pour les fermes oliennes offshore. Par exemple, ABB propose dans son projet dolienne offshore P > 3MW/turbine de redresser localement (redresseur diode) et de transporter le courant total de la ferme en continu pour le connecter finalement au rseau via un onduleur unique bas sur station terrestre. Les compagnies dlectricit danoise ont annonc une planification dinstallations offshore de 4000 MW dans les prochaines annes pour une nergie produite annuellement de 13,5.109 kWh (soit 3400 h quivalente de pleine production et 40% de la consommation lectrique actuelle du Danemark.

Figure 1.4.3 Concept doffshore flottant [Hender_EWEA99]

1.5- Les machines de puissance infrieure quelques 10 kW Aujourdhui, ce march est domin par deux grands secteurs dapplication : la production

dnergie en site isol, ventuellement en complment des systmes photovoltaques et les bateaux voire les vhicules de loisir (caravane, camping). De nombreux petits constructeurs se partagent ce march (voir liste en annexe).

Figure 1.5.1 Applications des petites oliennes (loisirs, sites isols)

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2- Les caractristiques du vent et des turbines : aspects arodynamiques

2.1- Puissance rcuprable par une turbine

L'nergie olienne provient de l'nergie cintique du vent. En effet, si nous considrons une masse d'air, m, qui se dplace avec la vitesse v, l'nergie cintique de cette masse est :

221 mvEc = (1)

Si, pendant lunit de temps, cette nergie pouvait tre compltement rcupre l'aide d'une hlice qui balaie une surface A, situe perpendiculairement la direction de la vitesse du vent, la puissance instantane fournie serait, alors :

321 AvPv = (2)

o est la masse volumique de l'air. Cependant, le dispositif de conversion extrait une puissance Pe infrieure la puissance incidente Pv, cause de la vitesse non nulle des masses d'air derrire l'aromoteur [EGG_87]. On dfinit alors, le coefficient de puissance de l'aromoteur par la relation :

v

ep P

PC = ; 1


avec :

v

R= (7)

o R est la vitesse linaire priphrique en bout de pale de lhlice.

La courbe CP() passe un maximum max, compris entre 5 et 16 environ, selon le nombre de pales de la turbine et cest seulement pour cette valeur que CP approche la valeur de 16/27.

On peut dfinir la notion de rendement arodynamique de lolienne par le rapport :

593.0maxp

p

pa

C

C

C==

qui est reprsentatif de la qualit arodynamique de lolienne. La figure 2.1.1 montre lvolution du coefficient de puissance Cp pour des turbines

relles axe horizontal 1, 2, 3 et 4 pales [Hau_00], notons que sa valeur reste bien en dessous de la limite de Betz (0,59). Ces courbes dpendent pratiquement du profil des pales.

Si on considre la machine tripale, on peut dire que son coefficient de puissance est maximal pour 7, cest--dire une vitesse priphrique en bout de pale gale 7 fois la vitesse du vent. Cest pour une telle vitesse normalise que lon maximise le rendement arodynamique. A diamtre et vitesse de vent donns, une bipale devra avoir une vitesse de rotation plus leve quune tripale.

Figure 2.1.1

Coefficient arodynamique de puissance en fonction de la vitesse de rotation normalise [Hau_00]

Un fonctionnement vitesse de rotation variable, selon la vitesse du vent, permet de rester

sur le maximum de la courbe. Pratiquement la puissance rcuprable ne dpasse pas 60 70% de la valeur de maximale

(0,59) cause des divers rendements successifs de la chane de conversion.

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Si on fait le calcul avec une masse volumique de lair gale 1,2 kg/m3, on obtient, pour une vitesse moyenne de vent de 6 m/s, une puissance par unit de surface balaye de 77 W/m, soit une nergie annuelle de 670 kW.h/m.

La productivit moyenne des arognrateurs danois valait environ 500 kW.h/m au dbut des annes 80 et atteint 900 kW.h/m la fin des annes 90. 2.2- Turbine olienne Principaux paramtres

Dans la technologie concernant les dispositifs de conversion d'nergie, il existe deux grandes catgories d'oliennes, qui se rfrent la disposition gomtrique de l'arbre sur lequel est monte l'hlice [WAL_97] : - les turbines oliennes axe horizontal ; - les turbines oliennes axe vertical.

Leurs performances et leur fiabilit sont, aujourd'hui, le rsultat damliorations importantes : - dans les technologies de conception structurelle [WAL_97][SPE_94] ; - dans l'utilisation des nouveaux matriaux pour la construction des pales de la turbine ; - dans le domaine de l'ingnierie mcanique et lectrique.

Cest ainsi que lon fabrique maintenant des oliennes de puissances suprieures au MW (Citons, en exemple, la turbine amricaine Mod 5-B qui a une puissance de 3.2 MW et une hlice dont le diamtre est de 97.5 m [SPE_94]).

Le tableau 1 suivant propose une classification des turbines oliennes selon leur puissance dlivre et le diamtre de leur hlice [SPE_94].

Echelle

Diamtre de l'hlice

Puissance dlivre

petite

moyenne grande

moins de 12 m 12 m 45 m 46 m et plus

moins de 40 kW

de 40 kW 999 kW 1.0 MW et plus

Tableau 1 : Classification des turbines oliennes.

La plupart des oliennes, actuellement installes, utilisent des turbines oliennes axe horizontal. Leurs caractristiques gomtriques les plus importantes sont prsentes dans la figure 2.2.1.

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Rr

Bord de fuite

Bord d'attaque

corde

de rf

rence

vv

c

cA

B

&u =& &r

&v

Figure 2.2.1. Turbine olienne axe horizontal deux pales

Une section de la pale, situe la distance r de l'axe de la turbine, est dfinie par [GOUR_82][FRE_90] : - le profil, c'est--dire la forme de la section, - l'axe de rfrence AB, qui est gnralement la corde du profil, - l'angle de calage , entre l'axe de rfrence du profil et le plan de rotation (le plan

perpendiculaire l'axe de rotation).

La largeur de la pale note c, la distance r de l'axe de l'hlice concide avec la largeur de la corde du profil. La variable c dpend du rayon r et la fonction c(r) dfinit la forme de la pale, reprsente dans le plan de l'hlice.

L'angle de calage dpend du rayon r : il est grand r = Rb (Rb est le rayon du moyeu) et diminue vers l'extrmit de la pale.

La torsion spcifique de la pale est dfinie par le rapport : R

)R()R( b , elle est de lordre de 1 2 par mtre.

Le pas d'une section de rayon r est dfini par la relation : )r(tgr2Hz = Le pas conventionnel gomtrique de l'hlice est le pas de la section au rayon r = 0,7 R.

Par convention, cette section est appele section de base. Une hlice est pas variable ou calage variable quand l'orientation de la pale par rapport

au moyeu est rglable pendant le fonctionnement. Le choix du nombre de pales rsulte dun compromis entre, dun ct, le rendement arodynamique et un bon quilibrage de la structure tournante et, de lautre, le cot. Un faible nombre de pales produit, en effet, un couple de torsion du mt particulirement lev, la figure 2.2.2 montre linfluence du nombre de pales sur le couple de torsion du mt.

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Figure 2.2.2 Couple de torsion sur le mt en fonction de langle de rotation pour diffrents

nombres de pales [Hau_00]

2.3- Caractrisation du vent Pour la production en site isol mais galement pour la gestion du rseau lectrique lorsque

les arognrateurs sont coupls au rseau, il est ncessaire de connatre les statistiques de vitesse du vent tout au long de lanne. Cela requiert une caractrisation pralable des sites sur au moins une anne et une mise jour continue des bases de donnes. La figure 2.3.1 montre un exemple de rpartition annuelle de lnergie du vent en fonction de la priode de fluctuation, ce qui fait apparatre diffrentes priodes typiques : les saisons, les jours, les turbulences mais galement des perturbations.

Figure 2.3.1 : Exemple de densit spectrale de lnergie du vent [Diveux_00]

Si lon se proccupe seulement de lamortissement dun systme connect au rseau et

pour lequel le tarif de rachat de lnergie produite est indpendant du temps, les caractristiques moyennes peuvent suffire.

Les systmes de conversion de l'nergie olienne doivent tre adapts aux caractristiques du potentiel olien de la zone de fonctionnement, qui sont dtermines dans une tape prcdente la conception de la centrale olienne [NICH_94].

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JAN FEV MAR AVR MAI JUN JUL AOU SEP OCT NOV DEC

v (m/s)

a : Moyennes mensuelles b : Moyennes annuelles Figure 2.3.2 Evolutions de la vitesse du vent

La figure 2.3.2a donne la rpartition annuelle des vitesses moyennes sur un site pour

une priode donne [EGG_87]. Comme la plupart des oliennes dmarrent une vitesse de vent suprieure 3 m/s, on remarque, sur cette figure, que l'exploitation de l'nergie olienne est favorable pour le site, car les moyennes mensuelles du vent restent suprieures 5m/s. On peut galement observer des variations selon les annes, la figure 2.3.2b montre de telles volutions sur 20 ans [LIOR]. Caractristique de rpartition de la vitesse du vent

En disposant d'un ensemble N de valeurs mesures de la vitesse du vent on dtermine lhistogramme de la vitesse du vent (la courbe de distribution des vitesses du vent figure 2.3.3) et la caractristique des frquences cumules (la caractristique de rpartition de la vitesse du vent figure 2.3.4). Sur la figure 2.3.4 les frquences sont cumules : F1 = f1 pour l'intervalle 0,v[ ], F2 = f1 + f2 pour l'intervalle 0,2v[ ], etc. On a adopt v = 1m/s.

vitesses en m/s

Frquence en %

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16

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Figure 2.3.3 Courbe de distribution des vitesses

du vent

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1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Fi

v

m/s

F1

F2

F3

F4

F5

F6

F7F8

F9F11 F12F1O

Figure 2.3.4 Caractristique des frquences cumules de la vitesse

du vent

Si N et v dv , la frquence f i et la frquence cumule F i tendent, respectivement, vers la fonction de densit de probabilit f(v) et vers la fonction de rpartition F(v). On rappelle que la fonction de rpartition F(v) est la probabilit que la vitesse du vent soit infrieure une certaine valeur v et que la densit de probabilit f(v) est la drive de F(v) :

f v( ) = dF v( )dv

(8)

Parmi les distributions utilises dans les modles statistiques, la distribution de Weibull s'est avre approprie pour la description des proprits statistiques du vent [GOUR_82]. La fonction de rpartition Weibull deux paramtres c et k s'crit :

F v( ) =1 exp vc

k

(9)

En utilisant la relation (8), il rsulte la fonction de la densit de probabilit f(v) :

k

cVk

e.cV.

Vk)V(f

= (10)

avec : - k paramtre de forme caractrise la rpartition du vent, - c paramtre dchelle caractrise la vitesse du vent (plus c est lev plus lnergie se

trouve dans les hautes vitesses) - V vitesse du vent instantane (moyenne sur 10 mn).

La plupart des sites oliens ayant une vitesse de vent qui respecte la distribution de

Weibull [Patel_99] avec un paramtre de forme k=2, on dfinit la distribution de Rayleigh (Weibull avec k = 2) qui est plus simple manipuler :

2)V(2 e.V.2h = (11)

La vitesse moyenne annuelle divise par le nombre dheures total annuel (8760h/an) peut tre dfinie de la faon suivante :

=

0moy dV).V(f8760

1V (12)

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b 20

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La vitesse moyenne, dans ce modle, vaut :

+=

k11.cVmoy

La fonction est dfinie par : dtt)texp()x( 1x0

= Avec le modle de Rayleigh, on a trs simplement : Vmoy = 0.9.c

Figure 2.3.5

Distribution de la vitesse du vent et de lnergie correspondante pour diffrents couples de paramtres de la distribution [Diveux_TH00]

La vitesse du vent est galement fonction de laltitude, la loi (empirique) de Davenport et

Harris exprime cette dpendance :

=

00 ZZ

VV avec compris entre 0,1 et 0,4 (0,1 correspond la mer, 0,16 une plaine,

0,28 une fort et 0,4 une zone urbaine), la modlisation est valable sil ny a pas de changement de rugosit en amont ( constant).

Alors la puissance dpend de laltitude Z :

.3

00 ZZ

PP .

Compte tenu des turbulences produites par les ventuelles irrgularits au sol dune

hauteur hp, il est recommand que la zone balaye par la turbine soit au-dessus de 3.hp et quelle soit situe une distance suprieure 20.hp.

Dans les groupes doliennes, une distance suffisante entre chaque machine est prconise pour minimiser la chute de puissance due aux perturbations mutuelles. Une distance de 10 fois le diamtre conduit une perte de puissance denviron 10% et 20 fois le diamtre : 5%.

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2.4- Types de turbines 2.4.1- Axe vertical

Bien aprs les antiques moulins perses, plusieurs familles de technologies axe vertical ont t imagines et ralises, mais, aujourdhui, elles sont plutt marginales. La figure 2.4.1 montre les principales technologies.

Savonius, Darrieus (2 ou 3 pales)

et rotor en H [Hau_00] Darrieus (Qubec) Haut : 110 m, 4 MW

AG Windrotor qq kW

Ecotools qq 100 W qq kW

Figure 2.4.1 : technologies doliennes axe vertical Avantages : machinerie au sol, pas besoin dorientation en fonction de la direction du vent, fort couple de dmarrage, construction simple (Savonius), tourne faible vitesse (donc peu bruyante). Inconvnients : guidages mcaniques, notamment le palier bas qui doit supporter le poids de lensemble de la turbine. Parfois (technologie Darrieus) ncessit dentraner au dmarrage (ce serait moins un problme aujourdhui avec llectronique de puissance dj associe aux systmes vitesse variable). Rendement arodynamique infrieur aux axes horizontaux et courbes Cp() fortement en cloche ncessitant doptimiser la vitesse de rotation par rapport la vitesse du vent (systme MPPT quasi indispensable).

En 1985, une importante ferme olienne regroupant plus de 500 machines Darrieus de 150 kW (fabricant Canadien Flowind) a t mise en service en Californie mais cette exprience ne semble pas avoir t reproduite. Quelques projets, surtout aux USA, sont toujours ltude, notamment avec des machines plus puissantes et tripales.

AG Windrotor commercialise des machines de quelques kW rotor en H, qui dmarrent seules, produisent de lnergie ds les trs faibles vents (1 m/s), ne ncessitent pas de rgulation mcanique et rsistent des vents violents. Cest le mme cas pour la socit Ecotools (maison mre en Suisse et socit en France) qui propose des petites oliennes (60W 4.2kW) axe vertical (Figure 2.4.1) ddies tre places trs prs des habitations car peu perturbes par lenvironnement (murs, autres oliennes,) et peu bruyantes. 2.4.2- Axe horizontal

La technologie largement dominante aujourdhui est axe horizontal turbine tripale, parfois bipale et rotor face au vent.

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Nordex tripale 1,5 MW Lagerwey bipale 250kW Systme exprimental concentrateur [EoleWeb]

Figure 2.4.2 : technologies doliennes axe horizontal

Pour accrotre la surface de captation, des dispositifs concentrateur ont t raliss mais, peut-tre pour des raisons desthtique ou de rsistance mcanique (le carnage est lourd), ils ne sont pas encore dans le domaine commercial, sauf celui de la socit franaise CITA qui ralise une machine de 12 kW avec une turbine de 4,4 m de diamtre et un carnage de 5,3 m de diamtre. Les avantages de tels dispositifs sont une rduction du diamtre de la turbine ainsi que du bruit acoustique. Des grandes puissances sont envisages, de lordre de 600 kW plusieurs MW (notamment avec le constructeur Vortec mais galement avec Cita), mais nont pas encore vu le jour.

La turbine peut se trouver lavant de la nacelle ou larrire : au vent (upwind) ou sous le vent (downwind). Lavantage des dispositifs sous le vent est quils se positionnent automatiquement face au vent ce qui permet, notamment pour les fortes puissances dviter le systme mcanique dorientation, complexe, lourd et coteux. Linconvnient majeur rside dans une fatigue accrue due aux frquentes oscillations lies aux changements de direction du vent. Le procd sous le vent reste peu utilis comparativement celui au vent .

Figure 2.4.3 : Machine rotor sous le vent : downwind bipale Vergnet 220 kW

La rduction du nombre de pales permet thoriquement de rduire le cot mais aux dpens

de la rgularit du couple. Le coefficient Cp est galement sensiblement plus faible, environ 5% entre une tripale et une bipale. Des machines monopales ont mme t construites mais il semble quaucune ne soit actuellement commercialise.

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2.4.3- Comparaison des diffrents types de turbines

Sur le plan arodynamique, on peut comparer les diffrents types de turbines en comparant

leurs coefficients arodynamiques de puissance ou de couple en fonction de la vitesse normalise .

Figure 2.4.4 : Coefficients de puissance et de couple en fonction de la vitesse normalise

pour diffrents types de turbines [Hau_00]

Les courbes donnant le coefficient de couple montrent lvolution des couples de dmarrage favorables aux multipales (pompage,). Il en est de mme pour les systmes axe vertical. Les courbes Cp() montrent clairement lavantage des axes horizontaux en terme de puissance, mme si ce jugement est nuancer lorsquon observe lnergie restitue, en particulier en site peu vents (zones urbaines,). Les courbes Cp() sont plus plates pour les axes horizontaux faible nombre de pales (3,2,1) par rapport aux axes verticaux ou aux multipales. Elles sont donc moins sensibles aux variations de autour de opt (fonction MPPT moins importante).

2.5- Rgulation mcanique de la puissance dune olienne Les objectifs de la rgulation sont dassurer la scurit de lolienne par vents forts et

delimiter la puissance. Une turbine olienne est dimensionne pour dvelopper sur son arbre une puissance

dnomme puissance nominale Pn. La puissance Pn est obtenue partir d'une vitesse du vent vn, dnomme vitesse nominale. Lorsque la vitesse du vent est suprieure vn la turbine olienne doit modifier ses paramtres afin d'viter la destruction mcanique, de sorte que sa vitesse de rotation reste pratiquement constante. A cot de la vitesse nominale vn, on spcifie aussi [NICH_94] : - la vitesse de dmarrage, vD, partir de laquelle l'olienne commence fournir de l'nergie,

Couple de dmarrage

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- la vitesse maximale du vent, vM, pour laquelle la turbine ne convertit plus l'nergie olienne, pour des raisons de sret de fonctionnement. Les vitesses vD, vn et vM dfinissent quatre zones sur le diagramme de la puissance utile en fonction de la vitesse du vent :

P

P n

I II III IV

vMvnvD Figure 2.5.1 Diagramme de la puissance utile sur l'arbre en fonction de la vitesse du vent

- la zone I, o P = 0 (la turbine ne fonctionne pas), - la zone II, dans laquelle la puissance fournie sur l'arbre dpend de la vitesse du vent v, - la zone III, o la vitesse de rotation est maintenue constante et o la puissance P fournie reste gale Pn, - la zone IV, dans laquelle le systme de sret du fonctionnement arrte le transfert de l'nergie.

La plupart des grandes turbines oliennes utilise deux principes de contrle arodynamique pour limiter la puissance extraite la valeur de la puissance nominale de la gnratrice :

- systme pitch ou pas ou calage variable qui permet dajuster la portance des pales la vitesse du vent pour maintenir une puissance sensiblement constante dans la zone III de vitesses[DEWI] ;

- systme stall ou dcrochage arodynamique , le plus robuste car cest la forme des pales qui conduit une perte de portance au-del dune certaine vitesse de vent, mais la courbe de puissance chute plus vite. Il sagit donc dune solution passive. Dans les trs grandes machines, un systme hybride se dveloppe, le stall actif dans lequel le dcrochage arodynamique est obtenu progressivement grce une orientation minime des pales ncessitant des moyens de rglage plus conomiques et plus robustes que dans le systme pitch. La figure 2.5.2 montre les coulements dair dans une situation normale et dans une situation de dcrochage :

Figure 2.5.2- Ecoulement dair sur une pale en rgime normal ( gauche) et en situation de

dcrochage ( droite)

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La figure 2.5.3 montre la courbe du coefficient de puissance, non plus en fonction de

, comme prcdemment, mais en fonction de la vitesse du vent vitesse de rotation constante. A galement t trace, la courbe de puissance (la zone puissance maximale constante a ici t obtenue par ajustement du pas (systme pitch). On rappelle que varie en sens inverse de la vitesse v du vent (

vR

= ).

Figure 2.5.3- Coefficient de puissance et puissance rcupre en fonction de la vitesse du vent

vitesse de rotation constante [Bau_IAS00]. 2.5.1- Systme Pitch ou pas variable

Lorientation des pales est fonction de la vitesse du vent, normalement il faudrait galement prendre en compte les variations des caractristiques de lair et ltat de surface des pales (givre ventuel, salissures) qui influent sur le comportement arodynamique. Les pales sont face au vent aux basses vitesses (de la vitesse minimale la vitesse de base) puis sinclinent pour atteindre la position drapeau la vitesse maximale.

Mcaniquement, il sagit dun dispositif sophistiqu (commande par vrins hydrauliques

dans les grosses machines), surtout pour les petites machines o il grverait le cot et pour les trs grosses puissances (au del du MW) o il devient fragile.

La figure 2.5.4 [Hau_00] met en vidence leffet de langle de pas sur le coefficient

arodynamique de puissance, un angle nul correspond une pale face au vent. Linfluence sur le couple est plus facile comprendre, cest pourquoi on a galement trac le coefficient arodynamique de couple. Prcisons quune valeur ngative de CP correspond un fonctionnement frein (ventilateur).

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Figure 2.5.4 : Effet de langle de pas sur le coefficient arodynamique de puissance (en haut)

et sur le coefficient arodynamique de couple (en bas) [Hau_00], olienne WKA60. Ce systme de rgulation offre les avantages suivants :

- la possibilit de pouvoir effectuer un contrle actif de la puissance sous toutes les conditions de vent (en dehors de la vitesse limite de scurit), y compris une puissance partielle ;

- elles peuvent fournir la puissance nominale mme quand la densit de lair est faible (des sites sur les hauteurs, grandes tempratures) ;

- une production dnergie plus importante que les oliennes dcrochage stall dans les mmes conditions de fonctionnement ;

- dmarrage rapide par changement de langle de calage ; - il ny a pas besoin de freins puissants pour les arrts durgence ; - les contraintes des pales sont plus faibles quand les puissances sont suprieures la valeur

nominale ; - la masse rduite des pales du rotor mne une masse rduite de la turbine olienne.

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Figure 2.5.5 : Courbe typique de la puissance gnre par une turbine olienne angle de calage variable

On peut agir sur l'angle de calage des pales par [NICH_95] : - une rgulation mcanique avec des masselottes centrifuges, - une rgulation lectronique avec des servomoteurs, dans un systme de rgulation automatique de la vitesse de rotation (pour des grandes puissances). En gnral, la modification de l'angle de calage de la pale de l'olienne a quatre objectifs distincts : - dmarrage une vitesse du vent, VD, rduite, - rgulation de la vitesse , pour V > VN, - optimisation du rgime de conversion de l'nergie, quand la vitesse du vent volue entre les limites [VD, VN], - protection de l'olienne contre les grandes vitesses du vent (V > VMax), par la mise en "drapeau" des pales de l'hlice.

En Allemagne, presque 50% des oliennes installes sont contrles par variation de langle de calage, parce que deux des producteurs majeurs prfrent ce type de contrle et il est probable que de plus en plus de producteurs vont les suivre.

2.5.2- Systme Stall ou dcrochage arodynamique

Le contrle dcrochage de charge est un systme de contrle passif qui ragit au-del

dune certaine vitesse du vent [Mutsh_97]. Les pales du rotor sont fixes et elles ne peuvent pas tourner autour de leur axe longitudinal. Langle de calage est choisi afin de permettre le dcrochage du flux dair de la surface de la pale pour des vitesse du vent plus grandes que la vitesse nominale. Cela rduit la portance et augmente la force de tranage.

En comparaison avec les turbines angle de calage variable, celles dcrochage ont les

avantages suivants : - pas de systme de contrle dangle de calage - construction plus simple et moins coteuse du rotor - maintenance plus aise ou meilleure fiabilit (nombre plus rduit de pices mcaniques en mouvement).

Puissance Electrique gnre

Vitesse du vent

Puissance nominale

Vitesse de dmarrage

Vitesse nominale

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On peut combiner ce dispositif une machine deux vitesses de rotation, ce qui permet

dtendre la plage de production. La figure 2.5.6 compare lvolution du coefficient arodynamique CP des systmes pitch ( vitesse de rotation fixe) et stall deux vitesses.

Figure 2.5.6 : Comparaison des systmes pitch 1 vitesse de rotation et stall 2 vitesses

fixes [Diveux_TH00]

2.5.3- Systme Stall actif Durant les dernires annes, une combinaison de ces deux mthodes est apparue. Il sagit

du contrle dcrochage actif ( Stall actif ). Dans ce cas, les pales du rotor sont orientes dans la direction du dcrochage (angle ngatif, voir Fig. 2.5.4) et non dans la direction contraire (angle positif) comme pour les oliennes angles de calage variable.

Les systmes Stall actif permettent dajuster leffet du dcrochage en fonction de la

vitesse et doffrir un mode de rgulation de la puissance relativement efficace et plus simple que le systme pitch grce une trs faible rotation de laxe des pales.

Le constructeur Bonus utilise, partir de 1 MW, un systme actif combin CombiStall

permettant dobtenir une bonne caractristique de puissance aux vitesses leves, les pales ne ncessitent quune lgre variation du pas ainsi la mcanique est plus robuste.

Figure 2.5.7 : Eolienne BONUS 1,3 MW, systme de rgulation CombiStall

2.5.4- Autres systmes mcaniques

Dautres systmes de rgulation, dans les petites oliennes notamment, sont exploits :

- basculement (relvement) de laxe, normalement horizontal (Figure 2.5.8) ;

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- pas variable par la pression du vent (modle Airwind : les pales en fibre, se dforment et provoquent un dcrochage) ;

- dviation par rapport laxe du vent. La drive se trouve lgrement dcale par rapport laxe de rotation vertical et cr une force de dviation qui rgule la puissance arodynamique (la turbine reoit un vent de travers) (Figure 2.5.9 : systme Aerocraft)

Figure 2.5.8 : Limitation de puissance par basculement (effacement vertical)

Figure 2.5.9 : Limitation de puissance par dviation horizontale du plan de rotation

(effacement latral). Machines Aerocraft 750 W. Exemple de systme de dmarrage et de rgulation de vitesse (Aerowatt) :

cF

cF

cm

cm

acF

0crcr

cacb

x

x

Ressort dedmarrage

Ressort dergulation

Plateau d appui(mobile)

Plateau d appui(fixe)

Corde de pale

calagePale

vent

Ressort de dmarrage(comprim)

Masselotte de rgulation

cF

Axe derotation

Sens de dplacementde la pale

Arrt

Rotation Figure 2.5.10 : Schma de principe du mcanisme centrifuge

Ce systme comporte [GOUR_82][Hlad_84] :

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- un ensemble de deux ressorts de raideurs diffrentes (un dnomm ressort de dmarrage et l'autre de rgulation de la vitesse) ;

- un quipage mobile qui ralise, travers une transmission mcanique, la modification de l'angle de calage ;

- deux masselottes centrifuges mc qui ralisent une force axiale et compriment l'ensemble des ressorts pour dplacer l'quipage mobile.

Les caractristiques de fonctionnement, respectivement pour le sous-systme de

dmarrage et de rgulation de la vitesse, sont reprsentes dans les figures 2.5.11 a) et b) :

D

n

limn

n2.0

I II III

nn2.0

I II III

x

0x

0

0

a ) b ) Figure 2.5.11 : Caractristiques de fonctionnement du sous-systme de dmarrage et

rgulation de la vitesse de rotation En fortes puissances, un systme de frein ( disques) intervient en cas de dfaillance,

notamment, en cas de perte de rseau, la machine ne doit pas semballer.

2.5.5- Vitesse continment variable Si on considre les courbes du coefficients de puissance fonction de , il apparat

clairement limportance dun rglage de vitesse. En effet, si la gnratrice lectrique est de type synchrone ou asynchrone directement couple au rseau, la vitesse est sensiblement constante et le rendement arodynamique ne peut tre maximal que pour une seule vitesse de vent (opt). Nous avons vu quun systme deux vitesses tait possible mais la vitesse variable lectronique apporte beaucoup plus en terme nergtique [CAST_95], [HILLO_96], [CAST_97], [COLLI_97], [SHAS_99]. La figure 2.5.12 [Ml_IAS00] montre que la position du maximum de la courbe puissance en fonction de la vitesse de rotation change avec la vitesse du vent. Typiquement, un rglage de vitesse dans une plage de 1 2 est ncessaire pour bien optimiser les transferts nergtiques. Nous verrons, au chapitre 3, diffrents ensembles convertisseurs-machines utiliss ou utilisables dans la gnration olienne dnergie.

Figure 2.5.12 : Puissance de la turbine en fonction de sa vitesse de rotation, paramtre en

vitesse du vent. La vitesse suit les maxima de la courbe de puissance. [Ml_IAS00]

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Sur les systmes quips dun redresseur (Convertisseur AC-DC) contrl, il est possible

dajouter une fonction logicielle MPPT (Maximum Power Point Tracking) permettant dimposer, pour toute vitesse de vent, une vitesse de rotation de la turbine capable dextraire la puissance maximale. Ceci revient suivre la quasi hyperbole de la figure 2.5.12. Cette fonction nest pas ralise par un asservissement proprement dit, mais par un tracking qui consiste dplacer le niveau de charge en se basant sur des rgles de comportement permettant de poursuivre le maximum de puissance sans connatre a priori les caractristiques P(Vitesse) et sans mesurer la vitesse du vent. La logique floue est une solution us couramment employe dans les tudes sur le sujet [Chen_00].

Figure 2.5.13 : Systme de tracking de la puissance maximale pour un gnrateur dbitant

sur une source de tension continue [Cor-NREL_99] La figure 2.5.14 montre lnergie rcupre avec une machine de 600 kW en fonction de la

distribution des vents :

Figure 2.5.14 : Energie capture en fonction de la distribution des vitesses de vent et de la

courbe de puissance du gnrateur [Hoff_IAS00].

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3- Chanes lectromcaniques de conversion

3.1- Systmes lectromcaniques axe horizontal Nous avons vu que la vitesse de rotation qui maximise le coefficient de puissance

arodynamique CP dpend du nombre et du profil des pales mais surtout du rapport de la vitesse priphrique des pales sur la vitesse du vent. Ainsi, typiquement pour un rotor tripale dimensionn pour une vitesse nominale de vent de 15 m/s, la vitesse priphrique en bout de pale doit valoir environ 90 m/s ( = 6), soit pour un rotor de 1 m (machine de 500 W) de rayon une vitesse de 900 tr/mn environ et pour un rotor de 25 m (machine de 600 kW) : 35 tr/mn.

Les vitesses de rotation des rotors, la puissance nominale, sont donc plutt lentes. Or une

machine lectrique, quelle fonctionne en moteur ou en gnrateur, est plutt dimensionne en couple, le couple massique dune machine cylindrique darchitecture classique avec quelques paires de ples vaut un peu moins de 1 N.m/kg pour un couple de quelques N.m et quelques N.m/kg pour des couples plus levs de quelques kN.m.

Dans les petites puissances, les vitesses de rotation tant relativement leves, on peut accoupler directement le gnrateur (souvent aimants permanents) la turbine sans avoir de machine excessivement lourde.

En revanche, dans les grandes puissances (plusieurs centaines de kW quelques MW), les faibles vitesses de rotation conduisent des couples trs levs (par exemple 170 kN.m pour 600 kW 35 tr/mn) et des masses de gnrateur prohibitives si lon conserve des technologies classiques (notamment asynchrones). Une machine de 170 kN.m asynchrone a une masse de plus de 60 tonnes (cest la masse dune machine de 13 MW 750 tr/mn !). Cest la raison pour laquelle, on intercale traditionnellement, entre la turbine et la gnratrice, un multiplicateur de vitesse. La figure 3.1.1 montre un clat dune machine Nordex.

1 : Pales en composite fibre de verre. Pas fixe, profil de type stall (dcrochage arodynamique). Freins arodynamiques dextrmit pivotants. 2 : Moyeu du rotor en fonte. 3 : Structure de la turbine en fonte ductile ou en acier soud galvanis chaud. 4 : Paliers du rotor double range de billes. 5 : Arbre lent du rotor en acier haute rsistance. 6 :Multiplicateur de vitesse 3 tages (1 train picyclodal et 2 trains parallles). 7 : Frein disque sur larbre rapide.avec tmoin dusure 8 : Accouplement avec la gnratrice de type flexible. 9 : Gnratrice (800/200 kW) asynchrone refroidie leau. 10 : Radiateur de refroidissement intgr au systme multiplicateur-gnratrice. 11 : Systme de mesure du vent (anmomtre et girouette) transmet les signaux au systme de contrle de la turbine. 12 : Systme de contrle surveille et pilote la turbine. 13 : Systme hydraulique pour les freins dextrmit de pale et le systme dorientation. 14 : Entranement dorientation de la tourelle deux trains dengrenages plantaires entrans par des moteurs aliments frquence variable. 15 : Paliers du systme dorientation quips dun frein disque. 16 : Capot de la nacelle en structure acier recouverte de composite fibre de verre. 17 : Tour en acier tubulaire (plusieurs hauteurs possibles).

Figure 3.1.1 : Chane lectromcanique multiplicateur de vitesse dune olienne Nordex N60 (1300 kW)

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Cependant, le multiplicateur mcanique prsente des inconvnients comme la ncessit dune maintenance accrue (vidange), un taux de pannes lev (voir figure 3.1.2), des pertes nergtiques supplmentaires, un bruit acoustique parfois gnant, un encombrement important allongeant notamment la nacelle. C'est la raison pour laquelle certains constructeurs ont opt pour des solutions entranement direct.

Figure 3.1.2 : Elments responsables de dfaillances dans les oliennes Enercon de 1re

gnration entranement indirect (1997 et 1998). (E17 et E18 = 80 kW, E33 = 300 kW)

La figure 3.1.3 montre un schma de la machine E40 (ancienne gnration) entranement

direct. Le gnrateur est une machine synchrone de type annulaire (ring-generator en allemand) trs grand nombre de ples (environ 50). Ce type de structure, bien connue dans les alternateurs hydrauliques lents, permet davoir un couple massique lev. Linducteur est ples saillants. La nacelle de la machine Enercon E40 a une masse de 22 tonnes environ pour 600 kW 38 tr/mn. Mais une machine asynchrone de 600 kW 1000 tr/mn ne pserait que 4 tonnes. Pour comparaison, la nacelle de la machine V52 de Vesta (850 kW 26 tr/mn) qui exploite un gnrateur asynchrone rotor bobin et un multiplicateur pse galement 22 tonnes (+ 10 tonnes pour la turbine).

Figure 3.1.3 : Chane lectromcanique Enercon entranement direct.

Mi-2001, ce sont plus de 3000 machines Enercon entranement direct qui sont en service.

Plusieurs autres constructeurs commercialisent galement des arognrateurs gearless , citons Lagerwey, Jeumont Industrie et Genesys, ces deux derniers avec des gnratrices synchrones aimants.

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Pour larrt rapide des rotors, notamment en cas de disjonction lectrique et pour viter

lemballement, on utilise, sur les grandes machines, des freins auxiliaires, gnralement une combinaison de systmes mcaniques frottement (frein disque sur larbre rapide dans les systmes multiplicateur) et de frein arodynamique. Sur les rotors de type stall ou le pas des pales nest pas rglable, le frein arodynamique est compos de bout de pales capables de pivoter. Normalement, ils se trouvent dans lalignement des pales et ne perturbent pas larodynamisme gnral, en situation de freinage, ils pivotent 90. Sur les machines possdant une gnratrice aimants permanents, vu que lon dispose dune source autonome de flux inducteur, on envisage des dispositifs compltement lectriques.

Les petites machines disposent de systmes plus rudimentaires de limitation de la puissance par vent fort (voir 2.5.4) centrifuge ou par dviation du plan de rotation.

Figure 3.1.4 : Freins disque dispos sur larbre grande vitesse (ct gnratrice), gauche,

Freins arodynamiques en bout de pale (machine Made 330 kW), droite.

3.2- Chanes de conversion lectrique

3.2.1- Systmes coupls au rseau alternatif [Ml_IAS00 et Bau_IAS00] Gnratrices asynchrones cage Cest dans les grandes puissances (au-del de 100 kW) que lon rencontre des systmes

relis au rseau et produisant au fil du vent. La premire machine qui vient lesprit pour de tels systmes est la gnratrice synchrone, cependant le faible cot et la standardisation des machines asynchrones a conduit une trs large domination des gnratrices asynchrones cage jusqu des puissances allant au-del du megawatt.

Les machines asynchrones cage ne ncessitent quune installation assez sommaire. Elles sont souvent associes une batterie de condensateurs de compensation de la puissance ractive et un dmarreur automatique progressif gradateur permettant de limiter le transitoire dappel au moment de la connexion au rseau (Fig. 3.2.1).

Figure 3.2.1 : Chane de conversion gnratrice asynchrone cage [Ml_IAS00].

Nous avons vu prcdemment lintrt de la variation de vitesse. Une solution simple assez

couramment employe consiste utiliser des machines asynchrones cage 2 configurations polaires du bobinage statorique (systme Dahlander) qui procurent deux vitesses sensiblement constantes.

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Pour obtenir une vitesse continment variable, on peut utiliser diverses solutions. Bien que les possibilits soient nombreuses, on rencontre 3 familles de systmes : les machines asynchrones rotor bobin et double alimentation, les machines asynchrones cage variateur lectronique de frquence et les machines synchrones galement variateur de frquence.

Gnratrices asynchrones rotor bobin La machine asynchrone rotor bobin et double alimentation prsente un atout

considrable. Son principe est issu de celui de la cascade hyposynchrone : le stator (ou le rotor) est connect tension et frquence fixe au rseau alors que le rotor (ou le stator) est reli travers un convertisseur de frquence (plus ou moins labor) au rseau. Si la variation de vitesse requise reste rduite autour de la vitesse de synchronisme (impose par le champ tournant : frquence du rseau sur nombre de paires de ples de la machine), le dimensionnement du convertisseur de frquence (lectronique de puissance) peut tre rduit. En effet, si k est le rapport de la vitesse maximale sur la vitesse minimale (plage de vitesse centre autour de la vitesse de synchronisme) et si la puissance mcanique maximale reue est maximale la vitesse maximale (ce qui est normalement le cas : croissance sensiblement avec le cube de la vitesse du vent et donc de la vitesse de rotation si lobjectif de la vitesse variable est de rester la valeur optimale de ), la puissance de dimensionnement du convertisseur statique est sensiblement gale

k.21k fois la puissance mcanique reue par la turbine. Si

le rapport k vaut 2 par exemple (soit un glissement maximal de + ou 33%), la puissance lectrique maximale qui transite par le rotor ne reprsente quun quart de la puissance mcanique totale.

Figure 3.2.2 : Chanes de conversion gnratrice asynchrone rotor bobin [Bau_IAS00].

La figure 3.2.2 montre deux systmes double alimentation. Le premier convertisseurs

thyristors nest plus utilis, il prsentait trop dinconvnients en termes de facteur de puissance et de formes donde (ct machine et ct rseau). Actuellement, ce sont les systmes deux convertisseurs triphass modulation de largeur dimpulsion qui sont utiliss (bas de la figure), gnralement IGBT.

Les machines rotor bobin ncessitent un rotor sensiblement plus complexe ainsi quun

systmes triphas de bagues et balais pour connecter les enroulements rotoriques au convertisseur. Les problmes dusure peuvent conduire prfrer une solution vitesse variable constitue dune gnratrice asynchrone cage associe un convertisseur de

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frquence (figure 3.2.3), mais il ne semble pas quelle ait encore trouv un dbouch, sans doute pour des raisons conomiques.

Figure 3.2.3 : Chane de conversion gnratrice asynchrone cage et convertisseur de

frquence [Bau_IAS00]. Gnratrices synchrones Enfin, tout particulirement dans le cas des entranements directs (sans multiplicateur

mcanique), on utilise des machines synchrones. Leurs performances, notamment en terme de couple massique, sont trs intressantes lorsquelles ont un trs grand nombre de ples, leur frquence tant alors incompatible avec celle du rseau, le convertisseur de frquence simpose. Cest pourquoi les machines entranement direct sont toutes vitesse variable.

Figure 3.2.4 : Chane de conversion gnratrice synchrone rotor bobin (ou aimants) et

convertisseur de frquence [Bau_IAS00]. Les gnratrices synchrones entranement direct sont encore peu nombreuses, le principal

fabricant est Enercon (environ 3000 machines sont dj en service). Linducteur (rotor) est bobin, il ncessite un systme bagues lisses-balais pour amener le courant continu. Le courant dexcitation constitue un paramtre de rglage qui peut tre utile pour loptimisation nergtique, en plus du courant dinduit rgl par londuleur MLI.

Pour des raisons de compacit et de rendement, des gnratrices synchrones aimants permanents apparaissent (Jeumont Industrie) et devraient prendre une place croissance dans les prochaines annes.

On trouve galement des machines synchrones rapides associes un multiplicateur

de vitesse, comme chez le constructeur Made (gamme au-del de 800 kW). Ces machines fonctionnent vitesse variable, elles dbitent sur un redresseur diodes, puis la tension continue est convertie travers un onduleur MLI pour tre compatible avec le rseau auquel elles sont connectes.

La figure 3.2.5 montre une comparaison des performances nergtiques pour diffrentes

chanes de conversion sur une machine tripale de 600 kW [Hoff_IAS00]. La solution de rfrence est rgulation stall et gnratrice asynchrone cage vitesse fixe. La plus

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performante est rgulation pitch, entranement direct de type synchrone. On peut remarquer que cest aux faibles vitesses de vent que lon obtient les gains nergtiques les plus importants.

Figure 3.2.5 : Comparaison des performances nergtiques de diffrentes chanes oliennes [Hoff_IAS00].

Ces rsultats dpendent galement du profil des pales (ici design Goe 758), des conditions

de vent, notamment de lintensit des turbulences (ici 10%), de la vitesse de base normalise (ici design = 6), du moment dinertie du rotor (ici 500 kg.m)

3.2.2- Systmes en site isol Pour les rseaux de petites puissance en site isol, une solution couramment employe

consiste associer les arognrateurs un ou des groupes lectrognes, souvent diesel. Dans la version la plus rudimentaire, la gnratrice est de type asynchrone cage et est auto-amorce par condensateurs [Toun_JEEA99]. Des batteries lectrochimiques peuvent galement tre associes via un redresseur-onduleur soit pour viter des dmarrages trop frquents du groupe lectrogne, soit pour assurer les transitions.

Figure 3.2.6 : Systme hybride olien-diesel [LIOR]

3.2.3- Systmes coupls des batteries lectrochimiques ou un bus continu Soit dans les sites isols de petite puissance, soit dans des systmes raccords au rseau

(galement en petite puissance), on utilise un bus continu intermdiaire avant de transformer lnergie en courant alternatif.

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Dans le cas des trs petites puissances, lnergie est directement consomme en courant continu.

Le bus continu prsente lavantage dinterconnecter plus aisment divers systmes de production (olien, photovoltaque, pile combustible) et des batteries lectrochimiques qui peuvent se trouver directement en tampon sur de tels bus.

La figure 3.2.6 montre une solution de plus en plus employe pour associer un

arognrateur un tel systme. La gnratrice est de type synchrone aimants permanents (entranement direct comme il sagit de puissances modestes) dbitant directement, travers un pont de diodes triphas, sur le bus continu et laccumulateur lectrochimique.

Figure 3.2.7 : Arognrateur aimants dbitant directement travers un pont de diodes sur le bus continu [Ger_EF01]

Le dbit direct ( travers un simple redresseur en pont diodes) de la machine synchrone

sur une source de tension continue peut surprendre En fait, cest grce une inductance dinduit relativement leve que les courants restent proches de formes sinusodales et que les rendements de conversions sont corrects [Ger_EF01]. En cas de surcharge de la batterie (trop de tension), un contacteur met en court-circuit linduit de la gnratrice. La turbine est alors arrte en rotation.

3.2.4- Systmes en dveloppement Parmi les gnratrices ltude, plus particulirement pour les entranement direct,

figurent les machines rluctance variable pure ou excite. Cest leur potentiel de faible cot et de robustesse qui conduit ces recherches. La figure 3.2.8 montre un ensemble convertisseur gnratrice rluctance variable double saillance [Bau_IAS00]. Les courants tant unidirectionnels, chaque phase est alimente indpendamment par un onduleur en demi-pont asymtrique.

Figure 3.2.8 : Gnratrice rluctance variable double saillance [Bau_IAS00]

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Des machines rluctance variable excites par des bobinages inducteur ou par des

aimants peuvent galement tre envisages [Tabi_CEMD99] [Toun_JEEA99]. Dans ce cas, il est plus intressant de les alimenter en courants bidirectionnels, on utilise alors de traditionnels onduleurs MLI triphass.

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ts

pa

a

tr

sr

entrefer

stator

dent

encoche

rotor

aimant permanent

s

r

Figure 3.2.9 : Structure lectromagntique de gnratrices rluctance variable excite par

aimants [Tabi_CEMD99] En forte puissance, tout particulirement pour la production offshore, ABB a propos

rcemment [ABB_3-00] un concept intressant, le systme Windformer. Il exploite un gnrateur synchrone aimants (champ radial contrairement aux structures Jeumont o le champ est axial) grand nombre de ples pour lentranement direct. Le gnrateur dont le bobinage est ralis en cbles (concept Powerformer) permet de dlivrer directement de la haute tension suprieure 20 kV) sans transformateur auxiliaire, ce qui est intressant dans cette gamme de puissances leves (3 5 MW). Il dbite sur un redresseur diodes puis lnergie est transporte en courant continu terre vers une sous-station DC-AC. La figure 3.2.10 montre une vue clate de la nacelle du futur arognrateur ( gauche) et dun prototype de gnrateur aimants et concentration de flux 16 paires de ples.

Figure 3.2.10 : Systme ABB WindFormer gnrateur haute tension sans transformateur

et prototype de gnratrice aimants [ABB_3-00]

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4- Quelques exemples dtaills d'arognrateurs

4.1- Machine gnratrice asynchrone cage vitesse sensiblement constante

Parmi les machines lectriques utilises dans le domaine de la conversion de lnergie olienne, celle du type asynchrone cage dcureuil offrent les avantages dune bonne fiabilit, dun prix relativement bas, et enfin dun faible poids.

Les critres conomiques et technologiques jouent videmment un rle trs important. Ainsi, entre 75% et 90% des oliennes actuellement en service utilisent un gnrateur asynchrone directement reli au rseau [AMP_01], [MINECO]. Ces oliennes fonctionnent en mode gnrateur vitesse quasi fixe et utilisent des moyens auxiliaires de compensation du facteur de puissance vu du rseau [AMP_01]. Les statistiques publies par linstitut allemand ISET indiquent que la disponibilit de ces machines est suprieure celles des oliennes vitesse variable cause des dfaillances de leur lectronique de puissance [WindPower].

Une gnratrice asynchrone est une machine asynchrone dont le rotor est entran une vitesse suprieure celle de synchronisme. En raison de la consommation de puissance ractive, ce type de gnrateur ne peut pas fonctionner indpendamment dun rseau qui doit lui fournir la puissance ractive ncessaire.

Ainsi, dans le cas o larognrateur est coupl un rseau, ce dernier fournit la puissance ractive. Par contre dans le cas dun site isol, on doit utiliser des batteries de condensateurs ou des compensateurs actifs pour produire la puissance ractive demande. Toujours dans le cas dun site isol, en raison de la puissance ractive absorbe par la charge, une puissance ractive suprieure celle de machine seule doit tre fournie. Afin de pouvoir assurer lamorage, la charge doit tre applique aprs ltablissement de la tension [MURT_93] [MULJ_99]. [IRFA_94], [CAST_97].

Les gnratrices asynchrones cage dcureuil destines la conversion de lnergie olienne sont dimensionnes pour fonctionner avec une source de puissance qui fournit une puissance mcanique trs fluctuante [WindPower].

Elles peuvent tre alimente frquence constante (vitesse sensiblement constante) directement par le rseau ou frquence statorique variable (vitesse variable) par un convertisseur lectronique.

Les arognrateurs vitesse du rotor et frquence constantes sont ceux qui ont t

dabord utiliss pour les installations interconnectes [GOUR_82], [Hlad_84], [WAL_97]. Ces installations sont plutt adaptes aux sites pour lesquels les vents sont rguliers et o une variation de vitesse serait plus difficile rentabiliser.

Le principale avantage de cette solution est que la vitesse de rotation varie lgrement (au glissement prs de quelques %) en fonction des variations du couple. Cette caractristique permet trs simplement de rduire lusure du multiplicateur ce qui reprsente un des avantages important [WindPower] par rapport des machines synchrones qui seraient galement directement couples au rseau. En outre, cette lgre variation de la vitesse de rotation offre une modeste augmentation de lnergie capte en rapport avec une faible variation de vitesse du vent [MULJ_99], [[PAPAT_99].

Pour augmenter la plage dutilisation des oliennes vitesse fixe et afin dassurer un

bon rendement, on peut bobiner le stator du gnrateur cage dcureuil de telle sorte quil comporte deux polarits, par exemple 4 et 6 ples. On obtient ainsi, frquence rseau constante, deux vitesses de rotation. Linconvnient de cette technique est quun seul

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enroulement est en service la fois, de sorte que seulement une partie du cuivre dans les encoches est utilise, le rendement est sensiblement moins bon masse donne. Dans certains cas, on peut utiliser deux gnrateurs permettant de fonctionner deux vitesses diffrentes [JACO_91], [MURTH_93].

Pour les sites isols, o la gnratrice asynchrone fonctionne sur un rseau autonome, il faut prvoir un banc de condensateurs fournissant le courant ncessaire pour la magntisation [WindPower].

Ceci est galement pratiqu en site non isol pour compenser la puissance ractive.

Toutes ces oliennes ont un multiplicateur de vitesse mcanique pour adapter la vitesse de laromoteur la vitesse du gnrateur [PAPAT_99]. En effet, les moteurs asynchrones trs grand nombre de ples, qui permettraient un entranement direct, ont des performances trs insuffisantes.

Dans le tableau 4.1.1 nous donnons quelques exemples doliennes qui mettent en uvre les machines asynchrones cage dcureuil une ou deux vitesses fixes. Nordex est le fabriquant le plus important de grandes oliennes.

Tableau 4.1.1 Eoliennes gnrateur asynchrone cage dcureuil Vergnet [Vergnet] GEV4/2 : 2 kW GEV5/5 : 5kW GEV7/10 : 10 kW GEV10/15 : 15kW GEV10/25 : 25 kW GEV16/60 : 60kW GEV26/220 : 220 kW

Gnrateur asynchrone excit par condensateurs Gnrateur asynchrone excit par condensateurs ou par rseau Gnrateur asynchrone Compensateur automatique du facteur de puissance

Sites isols Multiplicateur plantaire 2 tages dentures rectifies

machine Rotor-Mt Gnrateur-

Nacelle Remarques

BONUS MkIV 600 kW [Bonus] BONUS 1 MW (2 autres versions : 1,3 MW et 2 MW

44 m (1520 m2) 18 27 tr/min mt:36 60 m 54,2 m (2300 m2) 15 22 tr/min mt :42,7 70m

Gnrateur asynchrone deux vitesses de rotation 600 / 120 kW 1500 /1000 rpm 690 V IP 54 Classe F Masse nacelle : 22,525 t

Systme de rgulation stall (600 kW) Systme de rgulation CombiStall (1,3 MW)

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MADE AE-46/I 600 kW MADE AE-61 1300 kW [Made]

46 m (1662 m2) 25,5 17 tr/min mt :45 m

Gnratrice asynchrone deux vitesses de rotation 1517 /1012 rpm 690 V IP 55 Classe F Masse nacelle : 25 t

Systme de rgulation stall

Courbe de puissance et production annuelle dune machine Made 330 kW, vitesse

sensiblement constante, systme stall [Made] Figure 4.1.1

Nordex Balcke-Dur GmbH N43/600 600/125 kW Autres modles : N50/800 kW 800/200 kW, N54/1000 1000/200 kW N60, N62/1300 1300/250 kW [Nordex]

43 m (1452 m2) 27,2 18,1 tr/min mt :40 52 m

Refroidissement naturel ou liquide de refroidissement 2 vitesses : 1513 /1010 rpm (4 et 6 ples) machines IP 54 690 V Rendement : 96% Masse nacelle : 21,4 t

Systme de rgulation stall Couplage progressif par gradateur thyristors ( partir dun vent de 3 m/s) en configuration 6 poles puis shuntage par contacteur. Au-del dune certaine vitesse de vent passage 4 poles.

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On remarque que sur la plupart des oliennes, on assure le refroidissement de la gnratrice en enrobant la gnratrice dans un conduit et en installant dans celui-ci un grand ventilateur. Cependant un petit nombre de constructeurs doliennes utilisent des gnratrices refroidies par eau [NegMicon], [Nordex]. Ces machines sont conues dune manire plus compacte, mais elles requirent linstallation dun radiateur dans la nacelle de lolienne [WindPower]. 4.2- Machine gnratrice asynchrone rotor bobin et double alimentation

Comme cest le cas pour un stator classique, les machines asynchrones rotor bobin ont

des enroulements logs dans des encoches. Les courants rotor circulent via des anneaux qui glissent contre des balais gnralement en carbone monts sur le chssis du gnrateur. Contrairement aux machines cage directement connectes au rseau, les machines asynchrones rotor bobin permettent, par un rglage dynamique du glissement, de sadapter aux variations de puissance fournies par la turbine, augmentant ainsi le rendement du systme.

Si pour les petites puissances (


- Ladaptation de la charge permet de rduire les fatigues mcaniques et donc de gagner sur la dure de vie du systme. En effet, si le contrle du pas dorientation (pitch) des ples permet, dans une certaine mesure, de sadapter aux variations du vent, il ne peut pas faire face ses variations brutales (bourrasques) en raison du manque de rapidit de sa rgulation.

Multiplicateurvitesse

AC-DC

MLIDC-AC

MLI

Rseau

Machineasynchrone

doublealimentation

P

Figure 4.2.1 : Structure du systme de conversion avec machine asynchrone double

alimentation contrl vitesse variable

Le systme Ingecon-W quipe une partie de la gamme des turbines de la socit Gamesa Eolica (Espagne, Navarra, www.gamesa.es) qui fabrique les mats, nacelles et la turbine elle-mme. Comme en tmoigne lvolution de son chiffre daffaire, cette socit a suivi un taux de croissance exceptionnel et se place aujourdhui au second rang mondial avec une puissance installe de 253 MW pour 1236 GWh produits. Elle est fortement lie avec Vestas (Danemark) qui possde une grande partie de son capital.

- capacit : 253,31 MW, 1236,5 GWh - Chiffre daffaire

Millions d Euro

Figure 4.2.2. Evolution du chiffre daffaire de Gamesa Eolica

Elle occupe aujourdhui une gamme de puissance allant de 500kW (G39) 1750kW (G66)

et prpare la G80, turbine de 2MW. Nous dtaillons ci-dessous les caractristiques de quelques turbines, dont la G52-850kW

quipe du systme de contrle Ingecon-W.

machine Rotor Mt Gnrateur - nacelle G47

660 kW

47 m (1735 m) tripale Lples = 23m P ples = 1500kg Ples : fibre de verre imprgne de rsine

Vitesse vent :

- Min 4m/s - Max : 25m/s

1958 machines entre 98 et 99

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mts : 40/45/50/55m

G52

850 kW

52 m (2124 m) tripale Lples = 25.3m P ples = 1900kg Ples : fibre de verre imprgne de rsine epoxy Pnacelle = 22T 14.5 28.3tr/mn mt tubulaire :

- H = 45 65m

- diam : 3 3.6m

- Pmt = 41 74T

690Vac, 50Hz, IP54 4 ples Stator : 659A / 690V nominal Facteur de puissance : 1 900 (0.6pu) 1750T/mn (1.17pu) Vitesse vent :


Multiplicateur : (ration 1 :61,74) - 1 tape plantaire - 3 tages hlicycloidaux

Refroidissement lhuile (1.5kW)

G52 850kW

G66

1750 kW

66 m (3421 m) tripale Lples = 32m P ple = 3800kg Ples : fibre de verre imprgne de rsine Mts : 60/../78m

Vitesse vent :


G80

2000 kW

80 m (5026 m) tripale Lples = 39m P ple = 6500kg/ple Ples : fibre de verre imprgne de rsine mts : 60/../78m

Vitesse vent :


Systme de contrle ingecon-W

La machine adapte au systme de contrle INGECON-W possde 2 bobinages triphass

au stator et au rotor. Le stator est aliment par le rseau frquence fixe fe. A partir dun onduleur de tension IGBT, on impose 3 courants sinusodaux dphass de 120 au rotor avec une frquence contrle. Ce systme gnre un champ tournant au rotor de frquence fr pour un observateur situ sur le rotor.

La frquence lectrique de rotation fM est lies aux frquences statorique et rotorique par lexpression : fe= fM+fr.

Les courants rotoriques sont asservis en amplitude et la frquence fr (autopilotage) pour contrler le couple lectromagntique. La frquence des courants rotor peut tre soit ngative soit positive, cest dire que la machine peut tre contrle en mode subsynchrone ( < 1500 tr/mn, 4 ples) ou hypersynchrone ( > 1500 tr/mn). Notons que linversion de frquence correspond simplement une opposition de phase des courants. En pratique, pour une olienne, il nest pas ncessaire de couvrir la totalit de la gamme de vitesse de larrt la vitesse maximale. Ainsi, pour un prototype de 500 kW ralis par Ingelectric Team, la gamme

2. Alternateur 3. Refroidissement 4. Contrle Electrique 5. Multiplicateur

6. Accouplement principal 7. blocage rotor. 13. Unit hydraulique 18 Reducteur de tour

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Extrait du rapport de synthse ECRIN LElectronique de Puissance Vecteur dOptimisation Pour les Energies Renouvelables , paru mai en 2002 43 ISBN

etatart_aerogenerateurs_01_2.pdf

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