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Caractéristiques du vent et conversion aéroélectrique
L’exploitation efficace de l’énergie du vent est une tâche difficile. Comme pour toutes les sources d’énergie, la problématique du rendement d’exploitation est toujours mise en jeu, même si cette question s’avère spécifique dans le cas des énergies renouvelables dont le gisement est « gratuit » et durable contrairement aux sources d’énergie fossile. Avant d’aborder les aspects techniques de l’étude, nous allons synthétiser les caractéristiques du gisement éolien.
Caractéristiques du vent
Le vent est causé par le déplacement de la masse d’air qui est dû indirectement à l’ensoleillement de la Terre. Par le réchauffement de certaines zones de la planète et le refroidissement d’autres parties, une différence de pression est créée et les masses d’air sont en perpétuel déplacement. C’est pourquoi, le vent est une grandeur stochastique, intermittente qui dépend d’un ensemble de facteurs tels que la situation géographique, l’altitude, la température et la hauteur de captage.
Les caractéristiques du vent déterminent non seulement la quantité d’énergie qui s’applique à la turbine mais également les contraintes de fonctionnement (turbulences, valeurs extrémales,…) qui jouent aussi sur la durée de vie. En réalité, le vent est mesuré par un anémomètre complété par une girouette [JOH01] qui génère les grandeurs fondamentales que sont la vitesse et la direction. On utilise très souvent des distributions statistiques [JOH01] (distribution de Weibull ou de Rayleigh) générées à partir de campagnes de mesures à long terme qui permettent d’offrir une vision cohérente de l’efficacité du gisement pour les études sur les aérogénérateurs. Une caractéristique importante de la ressource de vent est sa variabilité ou intermittence. Le vent est en effet fortement variable, tant géographiquement que temporellement. En outre, cette variabilité est amplifiée par la relation cubique qui existe entre vent et puissance générée par la turbine éolienne. La représentation dynamique du gisement est ainsi une problématique à part entière. Pour cela, à partir des distributions statistiques corrélées à une modélisation stochastique de la turbulence, il est possible de générer une séquence temporelle de la vitesse du vent, par exemple par inversion de la distribution [ABD07], [JOH01]. Dans la Fig.I. 2 , nous présentons l’exemple d’une séquence de vent réelle, extraite par une méthode de classification de la vitesse du vent. Cette extraction est basée sur des donnés mesurées durant plusieurs mois sur le site « Petit Canal » en Guadeloupe, cette démarche consiste à extraire des profils temporels, ici de 10 minutes, qui respectent au mieux les caractéristiques probabilistes (moments d’ordre 1 à n) du gisement [CAL05].
Modélisation des pertes du système
Dans ce paragraphe, nous présentons le modèle de calcul des pertes du système. Ce calcul doit tenir compte de toutes les pertes dans les éléments de la chaîne éolienne « passive » en régime de fonctionnement dynamique.
Les pertes de puissance dans le système sont répertoriées ci-dessous. On distingue notamment :
Les pertes mécaniques dans la voilure
Les pertes fer et les pertes Joules dans la génératrice.
Les pertes par conduction dans le redresseur à diodes.
Pertes mécaniques dans la voilure et la génératrice
Les pertes mécaniques dans la turbine résultent des frottements visqueux sur la voilure en mouvement auxquelles s’ajoutent les pertes mécaniques de la génératrice dans le cas d’un système à attaque directe. Elles peuvent être calculées simplement selon : meca m v P = f W (II.23) où fm est le coefficient de frottement dont la valeur numérique pour notre cas est donné dans le tableau Tab.II. 1.
Pertes fer et pertes Joule dans la GSAP
Pertes Joule
Les pertes Joule sont engendrées par la résistance du bobinage statorique. Ces pertes sont calculées de la façon suivante :J s s dc dc P = R I = R I (II.24)
Avec Rs, Is sont respectivement la résistance et le courant de phase
Pertes fer
La détermination précise des pertes fer dans la génératrice reste en soi un problème majeur. De nombreux travaux ont été consacrés à cet aspect [SCL89], [CHI03], [HOA95], [MUL85]. Pour le calcul des pertes fer, nous considérerons une induction trapézoïdale dans le matériau, d’amplitude de l’induction B, de fréquence f, et de temps d’établissement Dt (voir Fig. II. 15 ).
Modélisation thermique de la génératrice et du redresseur à diodes
S’il faut s’assurer du bon comportement électromagnétique de la génératrice par rapport aux conditions de fonctionnement, il faut aussi garantir que la température du cuivre ne dépasse pas la température maximale spécifiée par la classe d’isolation. De même, la température dans les semi-conducteurs du redresseur ne doit pas excéder une certaine limite (typiquement 150°C). Il est donc impératif de mettre en place une modélisation thermique de ces éléments.
Modèle thermique de la génératrice
Le modèle thermique de la génératrice est basé sur une représentation nodale de type circuit [BER99]. La génératrice est divisée en 4 régions distinctes : le bobinage, l’isolant, la couronne statorique et le carter. Nous considèrerons les hypothèses suivantes pour la modélisation des phénomènes thermiques :
L’uniformité des températures dans chaque région
L’uniformité de la production éventuelle de chaleur
L’uniformité des propriétés physiques dans chacune des régions
L’uniformité des conditions d’échanges aux interfaces
On supposera par ailleurs que les dents statoriques sont englobées dans la culasse selon une couronne périphérique en fer dont le volume est équivalent au volume des dents.
Sélection d’une solution candidate pour la réalisation d’un prototype
Dans cette section, nous faisons le choix d’une configuration parmi les quatre solutions extraites du front optimal pour la réalisation d’un prototype. Plusieurs critères de choix peuvent être utilisés [CAV04] en fonction des caractéristiques de la génératrice soulignées précédemment. Nous avons pour notre part considéré quatre critères principaux :
Simplicité de réalisation du bobinage :
En termes de bobinage, il est préférable de privilégier des machines à nombre de pôles et d’encoches réduits pour les applications de quelques kilowatts [BRU06]. En effet, la présence d’encoches fines et nombreuses ne facilite pas le bobinage lorsque celui-ci est de type imbriqué. De ce point de vue, la solution 4 apparaît comme la moins adaptée, les autres solutions étant globalement équivalentes.
Matériaux et coût de l’actionneur :
Face aux différentes performances des machines, un critère très important est, bien entendu, le coût de l’actionneur. Le prix de revient d’une machine dépend à la fois du coût des matériaux utilisés et du coût de fabrication.
Le coût des matériaux utilisés concerne surtout l’excitation (aimant) et l’alimentation électrique (bobines en cuivre).
Le coût de fabrication est largement lié à la localisation des sources magnétiques, la répartition spatiale des phases et l’architecture mécanique. Ce coût dépend beaucoup de la maturité technologique des procédés de fabrication.
En examinant les caractéristiques des différentes solutions dans le tableau Tab.III. 3 et la figure Fig.III. 9, nous remarquons que les deux premières solutions (les moins lourdes) sont intéressantes du point de vue de la quantité totale de matière et de la quantité de cuivre utilisée. Par contre, elles sont pénalisées par une quantité importante d’aimants (en particulier la première solution). Pour les deux autres solutions (solutions 3 et 4) la quantité d’aimant est divisée par deux mais la masse de cuivre est doublée (solution 3) voire triplée (solution 4).
Nous privilégierons donc, vis-à-vis du coût, les solutions 2 et 3 qui représentent à notre avis les meilleurs compromis masse de cuivre – masse d’aimants – masse globale.
Réalisation de la génératrice synchrone à aimants permanents
Ce paragraphe décrit la réalisation d’un prototype de génératrice conçu d’après les résultats de dimensionnement optimal présenté précédemment. Ce prototype permettra d’une part de valider les modèles analytiques de dimensionnement développés (modèle 1DLAPLACE et modèle 2D-FEMTO) et d’autre part de justifier l’approche de conception intégrée par optimisation mise en oeuvre, pour la réalisation d’une chaîne éolienne entièrement passive. Les dimensions du prototype correspondent à celles de la solution 3 extraite du font optimal au paragraphe précédent. Cette génératrice optimisée a été réalisée industriellement par la société Novelté Système sur la base du cahier des charges que nous avons spécifié au paragraphe précédent : le détail du processus de fabrication de la génératrice (plan de réalisation, pré-étude [BER09], photos de réalisation) est présentée dans l’annexe B. Dans ce paragraphe, nous synthétisons les principes et caractéristiques principales liés à la réalisation de cette génératrice particulière.
Stator
Les dimensions principales du stator ont été présentées dans le Tab.III. 3. La figure Fig.III. 12 montre le plan des tôles, ainsi que le schéma développé du bobinage qui comporte 10 spires par encoche (1 conducteur est bobiné par 13 conducteurs de diamètre 0.56 mm en parallèle pour obtenir un conducteur de section de 3.2 mm2) et 3 encoches par pôle par phase.
Avec un coefficient de remplissage d’encoches de 35%, les 54 encoches sont bobinées identiquement comme indiqué sur la Fig.III. 12.
Notons que le stator a été dimensionné pour pouvoir être associé à un rotor avec des aimants Néodyme Fer Bore d’induction rémanente égale à 1.1 T (à 25°C). Les tôles magnétiques, de type FeSi NO20, sont assemblées à l’aide d’un outillage spécifique et imprégnées avec du vernis d’imprégnation classe H (Tmax=180°C).
Nous avons choisi un bobinage imbriqué à pas diamétral maximisant le flux par pôle et nous avons retenu une réalisation en demi-section afin de réduire les longueurs des chignons des bobines. La tension diélectrique retenue (entre phases et entre bobinage et masse) peut supporter jusqu’à 1.5 kV.
Réalisation d’un émulateur physique de la turbine tripale
Avant d’aborder la caractérisation par la mesure des paramètres électriques de la génératrice, nous présentons ici l’émulateur physique de turbine éolienne (type tripale) tel que nous l’avons modélisé dans le paragraphe II.3 du chapitre II. Cet émulateur à pour but de reproduire, en laboratoire, un comportement dynamique de la turbine aussi proche que possible de la réalité, même si les questions d’alignement de l’axe des pales vis-à-vis du vent ou la déformation de la voilure ne sont pas considérées. Le développement d’un tel outil permet un gain considérable en terme de coût de recherche, et permet de fixer des conditions d’essais (vent) maîtrisées et reproductibles avec une flexibilité du point de vue des caractéristiques de la voilure (paramétrage du rayon et du Cp(l)). Pour mener à bien la caractérisation de l’émulateur de turbine éolienne, on considère le schéma de la figure Fig.IV. 3a sur lequel le courant triphasé de la génératrice est redressé par un pont de diodes et débite sur un rhéostat. Lorsqu’on fixe la vitesse du vent et qu’on fait varier la valeur du rhéostat, la courbe de charge Céol(v) est quasi linéaire (cf Fig.IV. 3b) et le point d’intersection avec les caractéristiques du générateur fixe les points de fonctionnement 1,2,…,i,… n, dont le couple de valeur (Céol, v) est donné sur le tableau Tab.IV.1.
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Table des matières
Chapitre I Etat de l’art et contexte de l’étude : vers une chaîne éolienne « passive » de petite puissance
I.1 Introduction
I.1.1 L’énergie éolienne : « une filière en plein développement »
I.1.2 Caractéristiques du vent et conversion aéroélectrique
I.1.2.1 Caractéristiques du vent
I.1.2.2 Conversion d’énergie aérodynamique en énergie électrique
I.2 Petit éolien et systèmes passifs
I.2.1 Petit éolien et applications
I.2.2 Quelques configurations de chaînes de conversion dédiées au petit éolien
I.2.3 Chaîne éolienne « passive» – une nouvelle structure pour le petit éolien ?
I.2.3.1 Caractéristique du système éolien « passif »
I.2.3.2 Démarche pour l’amélioration de l’efficacité énergétique et formulation du problème de conception
I.3 Conclusion
Chapitre II Modélisation et dimensionnement de la chaîne éolienne « passive »
II.1 Introduction
II.2 Modélisation du vent
II.3 Modélisation de la turbine
II.3.1 Caractéristiques de la turbine
II.3.2 Conversion électromécanique
II.4 Modélisation de la génératrice synchrone à aimants permanents
II.4.1 Introduction
II.4.2 Modèles analytiques de dimensionnement de la génératrice synchrone à aimants permanents
II.4.3 Modèles éléments finis de la génératrice
II.4.4 Comparaison des différents modèles sur une génératrice de référence
II.5 Modélisation électrique de l’ensemble génératrice – redresseur
II.6 Modélisation des pertes du système
II.6.1 Pertes mécaniques dans la voilure et la génératrice
II.6.2 Pertes fer et pertes Joules dans la GSAP
II.6.2.1 Pertes Joule
II.6.2.2 Pertes fer
II.6.3 Pertes par conduction du pont de diodes
II.7 Modélisation thermique de la génératrice et du redresseur à diodes
II.7.1 Introduction
II.7.2 Modèle thermique de la génératrice
II.7.3 Modèle thermique du pont de diodes
II.8 Conclusion
Chapitre III Optimisation multicritère de la chaîne éolienne « passive » par algorithme génétique
III.1 Introduction
III.2 Formulation du problème de conception optimale intégrée
III.2.1 Définition des critères de conception
III.2.2 Définition des variables de conceptions
III.2.3 Définition des contraintes de conceptions
III.2.4 Processus d’optimisation
III.3 Résultats
III.3.1 Solutions optimales
III.3.2 Analyse de solutions particulières
III.3.3 Sélection d’une solution candidate pour la réalisation d’un prototype
III.4 Réalisation de la génératrice synchrone à aimants permanents
III.4.1 Stator
III.4.2 Rotor
III.5 Conclusion
Chapitre IV Validation expérimentale issue de l’approche optimisation et analyse sur banc de test
IV.1 Introduction
IV.2 Description du banc de test
IV.2.1 Introduction
IV.2.2 Réalisation d’un émulateur physique de la turbine tripale
IV.3 Caractérisation du modèle circuit de la GSAP
IV.3.1 Caractérisation de la résistance
IV.3.2 Caractérisation du flux magnétique et de la FEM
IV.3.3 Caractérisation de l’inductance synchrone
IV.4 Chaîne éolienne « passive » en régime dynamique : validation et efficacité énergétique ..
IV.4.1 Mesure de la tension issue du redresseur à diodes (fonctionnement à vide)
IV.4.2 Mise en oeuvre d’un profil de vitesse du vent
IV.4.3 Efficacité de l’extraction de puissance aérogénératrice: caractérisation de la courbe de charge de la chaîne éolienne « passive »
IV.4.4 Caractérisation et comparaison simulation/expérience des grandeurs électriques en régime statique et dynamique de vent
IV.5 Caractérisation de l’échauffement et validation du modèle thermique de la GSAP
IV.6 Conclusion
Chapitre V Analyse de sensibilité et conception robuste d’une chaîne éolienne « passive »
V.1 Introduction
V.2 Conception robuste (Robust Design)
V.2.1 Notion d’optimum robuste
V.2.2 Voisinage et incertitudes
V.2.3 Caractérisation de la robustesse
V.2.3.1 Indices de robustesse
V.2.3.1 Fonctions homologues robustes
V.2.3.3 Exemple d’illustration
V.3 Caractérisation de la robustesse de la chaîne éolienne passive vis-à-vis de variations de paramètres
V.3.1 Sensibilité vis-à-vis de variations des paramètres circuits de la génératrice
V.3.2 Sensibilité de l’efficacité énergétique vis-à-vis des variations de température
V.4 Conception robuste de la chaîne éolienne passive
V.5 Conclusion
Conclusion générale et perspectives
ANNEXES
Annexe A Modèles de dimensionnement d’une génératrice synchrone à aimants permanents
A.1 1er modèle de dimensionnement de la génératrice synchrone
A.2 2eme modèle de dimensionnement de la génératrice synchrone
A.2.1.1 Transformation de la structure réelle
A.2.1.2 Mise en équation
A.2.1.3 Solutions générales du potentiel scalaire magnétique en coordonnées polaires
A.2.1.4 Expression analytique de l’induction dans l’entrefer
A.2.1.5 Caractérisation des paramètres électriques et magnétiques du modèle circuit
A.3 Calcul du volume et de la masse de la génératrice synchrone
Annexe B Génératrice éolienne optimisée
B.1 Cahier des charges
B.2 Plan de réalisation
Annexe C Banc d’essais d’une chaîne éolienne « passive » au LAPLACE
C.1 Emulateur éolien
C.1.1 Caractéristiques
C.1.2 Commande de l’émulateur éolien
C.2 Génératrice éolienne
C.3 Redresseur à diodes
C.4 Batteries
C.5 Charge programmable
C.6 Mesures et acquisitions des grandeurs captées
Bibliographie
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