Caractéristiques générales et mécaniques des éoliennes

Caractéristiques générales et mécaniques des éoliennes

Éoliennes à vitesse constante

Dans les années 1990, en raison de la facilité d’utiliser une connectivité AC directe entre le générateur et le réseau alimenté par les éoliennes, la majorité des éoliennes fonctionnaient à vitesse constante (Zinger and Muljadi 1997). Encore aujourd’hui, plusieurs éoliennes fonctionnent à des vitesses de rotation pratiquement constantes, ce qui élimine la nécessité d’un convertisseur électrique. Il va sans dire que les coûts reliés à l’implantation d’un tel système sont moindres. Toutefois, le choix du type de générateur (ou génératrice) est limité. Les éoliennes fonctionnant à vitesse constante présentent certains inconvénients non négligeables. Tout d’abord, lorsque la puissance générée par le générateur excède une certaine limite, ce dernier doit être arrêté ou freiné (Zinger and Muljadi 1997). L’arrêt ou le ralentissement est nécessaire pour éviter l’emballement de l’éolienne et limiter les charges induites au système. De plus, la quantité d’énergie électrique pouvant être produite par une éolienne fonctionnant à vitesse constante est étroitement liée au rapport de vitesse choisi pour la transmission (Zinger and Muljadi 1997).

Le choix de la transmission doit donc être effectué de façon judicieuse, en connaissant exactement la nature du vent du site choisi. La vitesse exacte du vent ne peut par ailleurs jamais être établie de manière précise. Les charges induites au système sont également plus élevées. En fait, un système fonctionnant à vitesse constante subit les variations de vitesse et d’orientation du vent sans changer de vitesse de rotation. Une augmentation de la vitesse du vent provoque une augmentation de la puissance présente dans le vent. Bien que seulement une fraction de cette puissance supplémentaire soit passée au rotor, pour maintenir une vitesse de rotation constante, le couple au rotor doit augmenter de manière proportionnelle ce qui a pour effet d’augmenter les charges induites au système. 1.1.7.2 Éoliennes à vitesse variable Aujourd’hui, la plupart des éoliennes permettent une vitesse de rotation variable au rotor. Ce type d’éolienne nécessite généralement un convertisseur de puissance afin que la puissance électrique à la sortie soit sous une forme convenant au réseau.

Une éolienne à vitesse variable permet de maintenir le TSR optimal, et donc, d’augmenter le rendement sur toute la plage d’exploitation de l’éolienne (de la vitesse de vent de mise en route jusqu’à la vitesse nominale). Pour une vitesse moyenne de vent annuelle donnée, la production énergétique d’une éolienne à vitesse variable peut être de près de 20 à 50% supérieure à la production d’une éolienne à vitesse constante (Zinger and Muljadi 1997; Idan, Lior et al. 1998; Kanellos and Hatziargyriou 2002; Edelstein 2003). L’opération à vitesse variable améliore le fonctionnement dynamique général d’une éolienne (Papathanassiou and Papadopoulos 1999). Principalement, l’amortissement du système est grandement amélioré ce qui a pour effet de diminuer les charges induites au système. En effet, la vitesse de rotation étant variable, les variations de puissances induites au rotor ne sont pas transférées directement en variations de couple. Une partie de cette variation de puissance est utilisée pour accélérer le rotor.

Une réduction des charges de plus de 50% peut même être observée dans certains cas. La durée de vie en fatigue d’une éolienne à vitesse variable est donc améliorée comparativement à une éolienne à vitesse constante. Dans le même ordre d’idée, une réduction des charges permet l’utilisation de pièces plus compactes et plus légères. En suivant les variations de la vitesse du vent, les éoliennes à vitesse variable produisent une puissance présentant de grandes variations. Certaines règles doivent être suivies afin d’éviter de trop grandes variations du voltage fourni au système électrique (Marin, Camblong et al. 2006). Ces variations sont jusqu’à maintenant gérées par un système de contrôle électrique et/ou électronique. Les différents effets de ce type de système sont expliqués davantage à la section 1.5. Les coûts reliés aux composants électroniques nécessaires au contrôle des éoliennes à vitesse variable, principalement le convertisseur de puissance, sont plus élevés que ceux des éoliennes à vitesse constante (Freris 1990; Papathanassiou and Papadopoulos 1999). Cependant, en considérant le coût des composants électriques et le gain en puissance produite, les éoliennes opérant à vitesse variable demeurent plus avantageuses (Leithead and Connor 2000; Toodeji, Fathi et al. 2009).

Phases de puissances

Une éolienne comporte trois zones de puissance en fonction de la vitesse du vent en présence. La figure suivante montre une courbe type du coefficient de puissance en fonction de la vitesse du vent (éolienne de 800 kW). La région #1 (0 à 5 m/s) correspond à une puissance extraite nulle puisque la turbine est arrêtée. À partir de la vitesse de 5 m/s, l’éolienne est mise en marche (zone de puissance #2 de 5 m/s à environ 14 m/s). Par la suite, l’éolienne atteint sa puissance nominale de 800 kW (région #3). À environ 22.5 m/s, la turbine est arrêtée afin d’éviter un emballement. Le but est de s’approcher de la limite de Betz. Sur une base annuelle, environ 50% du temps de fonctionnement d’une éolienne se trouve dans la région de contrôle #2 (Johnson, Fingersh et al. 2004). La maximisation de la production électrique dans cette région devient primordiale. Lors du démarrage et lorsque la vitesse nominale de l’éolienne est atteinte, le contrôle de l’angle de calage des pales est généralement suffisant. Différents types de contrôle peuvent être utilisés afin de maximiser la puissance extraite du vent (« Maximum Power Point Tracking » ou MPPT). Le but de ces contrôles MPPT est d’assurer un suivi optimal du TSR.

La figure suivante montre le fonctionnement d’un contrôleur MPPT et la puissance extraite en fonction de la vitesse de rotation du rotor pour différentes vitesses de vent. Sur la figure, la puissance, la vitesse de rotation et la vitesse du vent sont exprimés en fonction des valeurs unitaires qui, elles, correspondent aux grandeurs nominales. Dans l’exemple de la figure 1.8, la vitesse du vent de mise en route de l’éolienne est de 0.5 pu, soit 50% de la vitesse nominale. La vitesse du vent, U, varie de 0.5 pu à 1.1 pu. La puissance nominale est atteinte à une vitesse du vent de 1 pu à la vitesse de rotation nominale. On peut encore distinguer les trois zones de fonctionnement de l’éolienne; la zone arrêt (région #1), la zone de contrôle du générateur (région #2) et la zone du contrôle de limitation de puissance (région #3). La vitesse du rotor doit donc varier de 0.5 à 1 pu afin de permettre l’extraction maximale de la puissance présente dans le vent. Cette variation est commandée par le contrôleur MPPT. Les différents types de contrôleurs MPPT sont expliqués plus en détails à la section 1.5.2. Un suivi constant et précis du Cpmax amène une augmentation des charges mécaniques pour l’éolienne ainsi que de plus grandes fluctuations de la puissance délivrée au système (Beltran, Benbouzid et al. 2009). Par ailleurs, un Cp inférieur à Cpmax correspond à une baisse d’énergie produite. Le contrôle servant au suivi du Cpmax fait donc face à certains compromis. Cette section a permis de définir les caractéristiques de fonctionnement, les différents types de charges ainsi que les phases de puissance et les régions de contrôle d’une éolienne type. De plus, les coefficients de puissance et la norme CEI-61400-1 ont aussi été présentés. Cette section servira particulièrement à déterminer le chargement supporté par la transmission proposée.

Générateur asynchrone à double alimentation Le DFIG est le type de générateur le plus utilisé dans les éoliennes modernes de forte puissance. Le DFIG est essentiellement un générateur asynchrone à rotor bobiné pour lequel le rotor est également alimenté. La double alimentation permet de varier le flux dans le rotor du générateur. Le stator est directement connecté au réseau tandis que le rotor y est connecté par l’entremise d’un convertisseur. La modification du flux crée un déplacement de la courbe de puissance (voir figure 1.9) vers la droite (mode hyper-synchrone) ou vers la gauche (mode hypo-synchrone). En déplaçant cette courbe, la plage d’opération de vitesse du générateur augmente et permet une plus grande variation de vitesse sans décrochage. En mode hyposynchrone, le rotor reçoit de la puissance du réseau, alors qu’en mode hyper-synchrone le rotor génère de la puissance supplémentaire qu’il fournit au réseau.

Le DFIG permet donc à l’éolienne de fonctionner à vitesse variable à l’aide du glissement entre la vitesse synchrone et la vitesse de fonctionnement du générateur. Habituellement, la valeur maximale du glissement est de ±25 à ±30% (Rossi, Corbelli et al. 2009; Wu 2011). Le convertisseur de puissance est donc nécessaire afin d’assurer la qualité de la puissance générée. Il est alors dimensionné en fonction du glissement maximal (25 à 30% de la puissance nominale du générateur). Au-delà de cette valeur de glissement, les avantages reliés au DFIG sont grandement diminués; le coût du convertisseur de puissance (AC-DC-AC) augmente rapidement en fonction de la puissance qu’il peut convertir. De plus, l’efficacité du générateur est étroitement liée au glissement. Plus le glissement est élevé, plus il y a de puissance passant dans le convertisseur, ce qui entraîne une augmentation des pertes associées à la conversion. La puissance servant à alimenter le rotor (puissance passant dans le convertisseur) est donné par l’équation suivante.

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Table des matières

INTRODUCTION
CHAPITRE 1 REVUE DE LITTÉRATURE
1.1 Caractéristiques générales et mécaniques des éoliennes
1.1.1 Orientation du rotor
1.1.2 Composantes générales et fonctionnement
1.1.3 Configuration de l’éolienne
1.1.4 Nombre de pales
1.1.5 Profil des pales
1.1.6 Contrôle du rotor
1.1.7 Vitesse de rotation
1.1.7.1 Éoliennes à vitesse constante
1.1.7.2 Éoliennes à vitesse variable
1.1.8 Dimensions générales
1.2 Caractéristiques de fonctionnement des éoliennes
1.2.1 Chargement
1.2.2 Puissance dans le vent
1.2.3 Puissance extraite par le rotor
1.2.4 Phases de puissances
1.3 Types de générateurs
1.3.1 Générateur asynchrone à cage d’écureuil
1.3.2 Générateur asynchrone à double alimentation
1.3.3 Générateur synchrone à rotor bobiné
1.3.4 Générateur synchrone à aimants permanents
1.4 Type de transmission présentement utilisé
1.4.1 Rôle
1.4.2 Composants mécaniques
1.4.3 Rendement
1.4.4 Limitations
1.5 Composants électriques et systèmes de contrôle non mécanique
1.5.1 Raison du contrôle
1.5.1.1 Qualité de la puissance générée
1.5.1.2 Normes sur la qualité de la puissance générée
1.5.1.3 Optimisation de la puissance extraite
1.5.2 Introduction aux stratégies de contrôle
1.5.2.1 Vitesse du vent plus basse que la vitesse nominale
1.5.2.2 Vitesse du vent plus élevée que la vitesse nominale
1.5.3 Autres stratégies de contrôle
1.5.3.1 Qualité de la puissance générée
1.5.3.2 Optimisation de la puissance extraite
1.6 Transmissions mécaniques à rapport variable
1.6.1 Avantages d’une CVT
1.6.2 Types de CVT
1.6.2.1 CVT à courroies
1.6.2.2 CVT conique
1.6.2.3 CVT toroïdale (T-CVT)
1.6.2.4 Train planétaire et moteur de contrôle
1.6.2.5 Trains planétaire à bifurcation de puissance
1.6.2.6 Transmission hydrostatique
1.6.2.7 Transmission hydrodynamique
1.6.2.8 Autres type de CVT
1.7 Conditions et besoins actuels du domaine éolien
1.7.1 Besoins exprimés et implicites
1.8 Paramètres du projet
CHAPITRE 2 ANALYSE PRÉLIMINAIRE
2.1 Développement des Fonctions Qualités
2.1.1 Solutions possibles
2.1.2 Besoins, fonctions et contraintes
2.1.3 Analyse préliminaire
CHAPITRE 3 MÉTHODOLOGIE
3.1 Évaluation des charges
3.2 Choix et configuration de la transmission
3.3 Analyse de la transmission choisie et simulation
3.4 Évaluation comparative
CHAPITRE 4 ÉVALUATION DES CHARGES
4.1 Charges en fonctionnement
4.2 Charges stochastiques
4.2.1 Variations de la vitesse du vent selon la norme CEI 61400-1
4.2.2 Données de vent TurbSim
CHAPITRE 5 ÉVALUATION DES CONFIGURATIONS
5.1 Équations des trains planétaires
5.1.1 Représentation symbolique du train unique
5.1.2 Étude cinématique du train unique
5.1.3 Étude de la répartition des charges du train unique
5.1.4 Étude cinématique du train complexe
5.1.5 Étude de la répartition des charges du train complexe
5.2 Définitions des variables d’optimisation
5.3 Présentation de l’algorithme d’optimisation
5.3.1 Fonctionnement de l’algorithme génétique
5.4 Analyse préliminaire
5.4.1 CVT avec moteur de contrôle
5.4.1.1 Train planétaire unique
5.4.1.2 Train planétaire complexe
5.4.2 CVT hydrostatique
5.4.2.1 Train planétaire unique
5.4.2.2 Train planétaire complexe
5.5 Choix de la configuration
5.6 Conception de la transmission
5.6.1 Composants de la transmission hydrostatique
5.6.2 Dimensionnement initial du train planétaire
5.6.3 Dimensionnement initial des trains uniques
5.6.4 Dimensionnement initial du multiplicateur d’entrée
5.6.5 Résumé des paramètres de la transmission
CHAPITRE 6 ANALYSE DE LA TRANSMISSION
6.1 Analytique
6.1.1 Étude des vitesses en régime permanent
6.1.2 Étude des charges en régime permanent
6.2 Simulation – régime permanent
6.2.1 Présentation de la simulation
6.2.1.1 Résultats
6.3 Simulation – régime transitoire
6.3.1 Présentation de la simulation
6.3.2 Résultats
6.3.2.1 Charges stochastiques – modèle ETM (turbulence extrême)
6.3.2.2 Charges stochastiques – modèle NTM (turbulence normale)
6.3.2.3 Charges stochastiques – modèle NTM sans limite sur KTH
CHAPITRE 7 ÉVALUATION COMPARATIVE
7.1 Évaluation comparative des performances
7.1.1 Simulation du concept Danois
7.1.2 Comparaison
7.2 Évaluation comparative économique
7.2.1 Énergie extraite – DFIG
7.2.2 Rendement des systèmes
7.2.2.1 Concept utilisant le DFIG
7.2.2.2 Concept utilisant la transmission hydrostatique
7.2.3 Évaluation des coûts des systèmes
7.2.3.1 Composants électriques
7.2.3.2 Composants mécaniques
7.3 Étude comparative de la durée de vie et de l’entretien des systèmes
7.4 Quantification des gains
CONCLUSION

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