Soutenance mémoire
Équations gouvernantes, modèle de turbulence (SST)
Généralités sur l’énergie éolienne.
L’utilisation de l’énergie du vent date de plusieurs milliers d’années, essentiellement dans le domaine maritime avec les bateaux à voile. Les premiers moulins à vent sont quand à eux apparus vers l’an 900 en Iran (empire perse) pour l’irrigation des champs [1]. L’utilisation de cette énergie pour produire de l’électricité est beaucoup plus récente. En effet, la première éolienne est l’oeuvre de Charles F. Brush (le fondateur de ce qui deviendra plus tard General Electric) qui la fabriqua en 1888 [1]. Du fait du caractère intermittent de cette ressource, elle a été délaissée jusqu’aux premiers chocs pétroliers dans les années 1970. Le Danemark reprend alors le développement de l’énergie éolienne pour réduire sa dépendance aux énergies fossiles. Mais c’est seulement depuis une vingtaine d’années que ce secteur connait un essor considérable.
Ceci pour deux raisons principales. Premièrement, les réserves de combustibles fossiles s’épuisent peu à peu et leur extraction peut provoquer des instabilités géopolitiques conséquentes. Il est donc intéressant pour un état d’être le moins dépendant possible à ce type de combustible et de recourir à d’autre forme d’énergie, comme les énergies renouvelables. Ensuite, pour parvenir à contenir le phénomène du réchauffement climatique [2], des accords comme ceux de Kyoto donnent des objectifs de réduction des émissions de GES par pays. La production d’électricité est responsable d’une part importante de ces émissions, notamment avec l’utilisation de centrales au charbon, au pétrole ou encore au gaz naturel. Dans ce contexte, les énergies renouvelables ont un bel avenir devant elles, car elle n’en émette pas. Comme l’énergie éolienne est la plus viable économiquement des énergies vertes, elle figure en tête de liste. Ainsi la puissance éolienne mondiale installée a été multipliée par plus de 15 ces dix dernières années, comme le montre la figure 1.1.
La particularité du développement éolien réside dans le fait qu’on est passé de petites machines installées sur des réseaux isolés à des turbines de grosse puissance installées sur le réseau global. Ainsi la plus grosse machine disponible aujourd’hui fournie 7 MW en plateau (voir figure 1.2), bien que la puissance de la plupart des turbines installées aujourd’hui est comprise entre 1.5 et 3 MW. L’éolien a donc maintenant pour rôle de fournir une part non négligeable de l’électricité du réseau global (l’Union Européenne a par exemple fixé comme objectifs pour 2020 à 20% la part des énergies renouvelables dans sa production électrique, avec pour acteur principal l’énergie éolienne). Grâce à des progrès considérables dans tous les domaines liés à cette énergie, que ce soit au niveau de la conception des machines et des parcs éolien, de leur exploitation, du choix des sites, ou encore de leur intégration au réseau global, le coût du kilowattheure éolien a considérablement baissé. Il atteint désormais 6.5$CAN en moyenne (ce prix varie considérablement d’un parc éolien à l’autre, du fait des conditions de vents très variables d’un site à l’autre) [5]. Il faut cependant considérer que chaque kWh produit est généralement automatiquement racheté par le distributeur d’électricité (Hydro-Québec au Québec, EDF en France par exemple) à prix fixe, peu importe la demande. En effet les gouvernements occidentaux obligent généralement les compagnies à racheter l’énergie renouvelable, ceci pour favoriser son essor.
But du projet.
Dans un processus d’implantation de parc éolien, le choix du site, ainsi que l’estimation de la production annuelle du futur parc constituent des étapes déterminantes. La puissance d’une turbine étant globalement fonction de la vitesse du vent au cube, une erreur de 2% sur la vitesse du vent occasionnera une erreur de 6% sur la puissance, et donc sur les retombées financière. Une telle erreur peut s’avérer très problématique pour la viabilité d’un tel projet. Ainsi, il est trop risqué de se baser uniquement sur des simulations numériques méso-échelle pour quantifier le potentiel éolien d’un site. Il est cependant opportun de s’en servir pour sélectionner les sites intéressants. Pour connaitre les caractéristiques précises du vent d’un site, il faut impérativement implanter un ou plusieurs mâts de mesure sur le site et effectuer une campagne de mesure, pendant une période suffisamment représentative (un an en général). Les caractéristiques du vent seront ensuite extrapolées à la position des éoliennes au moyen de simulations numériques micro-échelle, à partir des mesures provenant du ou des mâts installés sur le site. Le montage de ces mats doit être fait de façon rigoureuse, sans quoi des erreurs de mesure peuvent apparaitre.
En effet, la structure porteuse des instruments perturbe localement l’écoulement du vent. Par exemple, si l’anémomètre est dans le sillage du mât, la mesure est complètement faussée. Ensuite, si les bras instrumentés sont trop courts, la vitesse du vent est perturbée de façon significative. La norme IEC-61400-121 annexe G [6] et les recommandations de l’IEA [7] proposent des conseils de montage pour éviter ces erreurs. Une étude menée par deux chercheurs d’AWS Truewind [8] remet en question les résultats avancés par ces documents sur les tours tubulaires. Le présent travail de maitrise a donc pour but d’étudier l’écoulement autour de mâts de mesure tubulaire et en treillis (les deux types de tours les plus répandues), pour en dégager des recommandations de montage et des outils informatiques permettant l’évaluation de l’incertitude due à la perturbation de l’écoulement par le mât d’une part, et le positionnement automatique optimal des bras instrumentés pour un site donné (pour une estimation de rose des vents donnée) d’autre part.
Sélection d’un site
Le processus de sélection d’un site suit en général le processus suivant : dans un premier temps, la consultation d’un atlas de vent peut permettre de sélectionner une région potentiellement ventée. Ces atlas sont construits à partir de simulations numériques (avec WAsP ou MC2 par exemple). Du fait de la résolution de ces simulations, on ne peut pas se servir des résultats bruts des atlas pour estimer la production annuelle du futur parc, car cela peut conduire à des erreurs importantes. Il faut sélectionner un ou plusieurs sites intéressants sur la région considérée. Cela se fait en consultant les populations, en se basant sur l’expérience (une colline peut par exemple offrir un potentiel éolien intéressant), ou encore en regardant la végétation (il est ainsi possible d’observer la direction du vent dominant, et faire une première estimation de la vitesse moyenne de celui-ci).
Une fois quelques sites sélectionnés, il convient d’installer un mât de mesure sur chacun d’entre eux, pour avoir une idée plus précise du potentiel éolien du site en question. Le mât doit être placé, dans la mesure du possible, à un endroit représentatif de tout le futur parc. Il devra mesurer le vent et plusieurs autres paramètres (température, etc…), pendant une période d’au moins une année ou deux. En se servant de données long terme d’un aéroport proche ou d’une station d’Environnement Canada (s’il en existe une à une distance raisonnable) et des données court terme du mât, il est possible de déduire les données long terme sur le site considéré. Il faut noter que la durée de vie d’un projet éolien est d’environ 25 ans, il convient donc d’avoir une approximation du vent sur une même période, ce qui justifie l’utilisation des données long terme. A partir de ces données on peut choisir un ou plusieurs sites potentiellement intéressants, ou encore arrêter le projet faute de site à bon potentiel éolien.
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Table des matières
CHAPITRE 1 INTRODUCTION
1.1 Généralités sur l’énergie éolienne.
1.2 But du projet.
CHAPITRE 2 REVUE DE LA LITTÉRATURE
2.1 La mesure du vent et les principaux types de tours météorologiques concernées par cette étude
2.2 Les différentes utilisations des mâts météorologiques dans le secteur éolien
2.2.1 Sélection d’un site
2.2.2 Estimation du productible d’un futur parc
2.2.3 Test de performance
2.2.4 Suivi de performance d’un parc
2.3 L’écoulement autour d’un cylindre
2.3.1 Le nombre de Reynolds
2.3.2 Les différents types d’écoulements
2.3.3 La force de trainée
2.4 Évaluation de l’incertitude due au mat de mesure et recommandations de montage, selon les recommandations de l’IEA et la norme IEC 61400-121 annexe G
2.4.1 Les recommandations de l’IEA
2.4.2 La norme IEC-61400-121
2.5 Autres études sur l’écoulement 2D autour d’un mât météorologique
2.5.1 Tour tubulaire : l’étude de Fillipelli et Mackiewicz (AWS Truewind)
2.5.2 Tour en treillis : l’étude de M. Hansen et B. Pedersen [12]
2.6 Effets 3D due au bout de mât tubulaire
2.6.1 L’étude de Fillipelli et Mackiewicz [8], partie 3D
2.6.2 L’étude de Perrin et al [13]
2.7 Effet des bras instrumentés
2.8 Choix du modèle de turbulence
CHAPITRE 3 ANALYSE DES DONNÉES EXPÉRIMENTALES
3.1 Description des données expérimentales
3.2 Traitement des données
3.3 Étude d’influence
3.3.1 Influence du nombre de Reynolds
3.3.2 Influence de l’intensité de turbulence
3.3.3 Influence de l’écart type sur la direction du vent
3.4 Conclusion sur l’étude des données expérimentales
CHAPITRE 4 MODÈLE MATHÉMATIQUE
4.1 Équations gouvernantes, modèle de turbulence (SST)
4.1.1 Équations de continuité et de quantité de mouvement
4.1.2 Modèle de turbulence SST
4.1.3 Adaptation du modèle de turbulence à un écoulement atmosphérique
4.1.4 Ajout de terme source pour assurer le maintien de la turbulence
4.1.5 Modèle de turbulence final
4.2 Adimensionnalisation du problème, calcul des paramètres importants
4.3 Modélisation de la tour tubulaire
4.3.1 Modèle de transition
4.4 Modélisation de la tour en treillis
4.4.1 Terme source dans l’équation de ω
CHAPITRE 5 MÉTHODE NUMÉRIQUE
5.1 Tour tubulaire
5.1.1 Traitement proche de la paroi
5.1.2 Création du domaine de calcul
5.2 Tour en treillis
5.2.1 Modélisation de la tour par la théorie du disque actuateur
5.2.2 Création du domaine de calcul
CHAPITRE 6 RÉSULTATS
6.1 Post traitement des résultats numériques
6.2 Tour tubulaire
6.2.1 Validation des résultats numériques proches de la tour
6.2.2 Validation des résultats numériques loin de la tour (positions des anémomètres d’une tour météorologique tubulaire)
6.2.3 Comparaison avec les résultats de la norme IEC-61400-121 annexe G
6.3 Tour en treillis
6.3.1 Calibration du coefficient de trainée
6.3.2 Validation des résultats numériques
6.3.3 Comparaison avec les résultats de la norme IEC-61400-121 annexe G
CHAPITRE 7 EXPLOITATION DES RÉSULTATS
7.1 Recommandation de montage
7.1.1 Tours tubulaires
7.1.2 Tours en treillis
7.2 Estimation de l’incertitude de mesure due au mât météorologique
7.2.1 Description de la procédure de calcul
7.2.2 Comparaison de quelques résultats à ceux de la norme IEC-61400-121 annexe G et des recommandations de l’IEA
7.3 Positionnement automatique des bras instrumentés, avant installation du mât
CHAPITRE 8 CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS
8.1 Résumé des travaux
8.2 Recommandations
ANNEXE I CRÉATION DU DOMAINE DE CALCUL POUR TOUR TUBULAIRE
ANNEXE II CRÉATION DU DOMAINE DE CALCUL POUR LA TOUR EN TREILLIS
ANNEXE III EFFET DU MODÈLE DE PRÉDICTION DE LA TRANSITION
ANNEXE IV CODE FORTRAN 77 POUR L’IMPLANTATION DU TERME NON
DISPONIBLE DANS LA BANQUE DE VARIABLES D’ANSYS-CFX 11.0 (VOIR SECTION 4.5.1.)
ANNEXE V REPRODUCTION DES RÉSULTATS DES RECOMMANDATIONS DE L’IEA ET DE LA NORME IEC-61400-121 ANNEXE G
ANNEXE VI EFFET DES MODIFICATIONS APPORTÉES AU MODÈLE DE TURBULENCE SST
ANNEXE VII VÉRIFICATION DE LA PRÉCISION DU MODÈLE NUMÉRIQUE
QUAND À LA CALIBRATION DU COEFFICIENT DE TRAINÉE
ANNEXE VIII EXEMPLE D’UTILISATION DES CODES PERMETTANT LE CALCUL DE L’INCERTITUDE DUE AU MAT DE MESURE, ET LE
POSITIONNEMENT OPTIMAL DES BRAS INSTRUMENTÉS
LISTE DE RÉFÉRENCES BIBLIOGRAPHIQUES
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