Daily Archives: 12 mai 2010

Une éolienne est une machine qui, par définition, transforme l’énergie du vent en énergie mécanique. Pour débuter, il y a lieu de quantifier la source d’énergie dont on dispose, c’est-à-dire l’énergie associée au vent. Si le vent présente une certaine vitesse « V » à un moment donné et traverse une certaine surface « A », la puissance instantanée du vent est donnée par la relation suivante :

P_vent = 1/2 rho*A*V³,

où « rho » est la masse volumique de l’air, qui vaut approximativement 1.2 kg/m³ à 20°C, au niveau de la mer.

Néanmoins, cette relation met clairement en évidence :

• que la puissance disponible du vent à un instant donné dépend du cube de la vitesse du vent. En conclusion, si vous avez un vent 2 x plus rapide, vous avez 8 x plus de puissance. On comprend dès lors tout l’intérêt de placer des éoliennes dans des sites venteux. Ce n’est donc pas un caprice de technicien puriste, on voit que le potentiel d’énergie dépend fortement de la vitesse du vent. C’est une condition nécessaire et non une option.

• que la puissance disponible dépend directement de la surface traversée par le vent. Si on la considère équivalente à la surface balayée par le rotor d’une éolienne, la puissance instantanée du vent (telle qu’évaluée par la relation ci-dessus) représente le maximum de puissance disponible que l’éolienne peut convertir. On sait que la surface balayée par une éolienne dépend du rayon de son rotor (π*R²). Du coup, la puissance disponible dépend du carré du rayon de l’éolienne. En conclusion, si vous avez un rotor 2 x plus long, vous avez 4 x plus de puissance.
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Diagramme illustrant le rapport entre le diamètre du rotor et la puissance maximale de l’éolienne :
Réalisé à partir des fiches techniques de 62 modèles d’éoliennes récentes

• que la masse volumique de l’air a une influence sur la puissance disponible. On sait que la masse volumique de l’air dépend de la température, de  l’humidité et de la pression atmosphérique. Suivant ces paramètres, on peut obtenir des variations de 20 % de la masse volumique et donc de la puissance instantanée du vent.
  Ainsi, au niveau de la mer, par – 10 °C un mètre cube d’air pèsera 1,341 kg tandis qu’à 30 °C, il n’en pèsera plus que 1 164 kg.

Le vent présente donc une certaine énergie pendant une période donnée. Cette énergie est convertie par l’éolienne en énergie mécanique et très certainement en énergie électrique. Cette transformation peut être décomposée en plusieurs étapes :

1. L’énergie cinétique du vent est convertie en travail moteur à l’axe du rotor. Cette conversion est réalisée avec un certain rendement, le rendement aérodynamique.
2. Le travail moteur au rotor est transmis vers l’axe de la génératrice avec un certain rendement, le rendement d’accouplement mécanique.
3. La génératrice transforme le travail moteur à son axe en énergie électrique avec un certain rendement électrique.

Le rendement global est le produit des rendements de ces trois étapes. Il est difficile d’évaluer de manière simple ces trois rendements et donc d’estimer le rendement global. Le plus simple est de mesurer ce qui rentre et ce qui sort de l’éolienne pour avoir une idée de rendement global.

On définit le rendement instantané global d’une éolienne pour une vitesse de vent, V, comme étant le rapport entre la puissance électrique débitée par la génératrice, P_elec, et la puissance instantanée du vent, P_vent :

eta(V) = rendement instantané à la vitesse V = P_elec(V)/P_vent(V),

La puissance instantanée du vent a été définie au début de cette page. Il reste à connaître la puissance électrique débitée par l’éolienne en fonction de la vitesse V tout en sachant que le détail des pertes successives à chaque étape de transformation n’est pas explicité. En outre, si l’on peut connaître la puissance électrique débitée en fonction de la vitesse de vent, on peut évaluer la production électrique annuelle de l’éolienne sur base des mesures du vent réalisées in situ :

La courbe caractéristique de puissance d’une éolienne donne la puissance électrique en fonction de la vitesse du vent. Généralement, ces courbes sont données par les fabricants d’éoliennes. Dans le cas de grandes éoliennes, la courbe caractéristique a été certifiée par un laboratoire et définie dans des conditions d’essai standard. On a donc une certaine assurance quant aux performances réelles de l’éolienne. La situation est plus critique pour les petites éoliennes produites par de relativement petits constructeurs. En effet, ils fournissent généralement la courbe caractéristique de puissance de leur appareil, mais ils font rarement certifier les performances. On n’a donc aucune ou peu d’assurance quant à la fiabilité des performances annoncées. Dans tous les cas, la certification des performances est un élément à bien garder à l’esprit lors de l’acquisition d’une éolienne, surtout s’il s’agit de concepts novateurs ou « potentiellement » révolutionnaires (pour ne pas dire fumants).

La courbe caractéristique de puissance comporte par trois grands paramètres (voir figure ci-dessous) :

• La vitesse minimale de démarrage (cut-in wind speed) : il s’agit de la vitesse du vent à partir de laquelle l’éolienne commence à débiter une puissance utile (c’est-à-dire de la puissance électrique).
• La vitesse maximale ou d’arrêt (cut-off wind speed) : il s’agit de la vitesse maximale acceptable par l’éolienne. Au-delà de celle-ci, la tenue mécanique de ces divers composants n’est plus assurée (ou simplement prévue). Si le vent présente une vitesse supérieure, l’éolienne est mise à l’arrêt, idéalement de manière automatique, pour préserver son intégrité.
• La puissance nominale (rated power) : cette valeur est souvent égale à la puissance électrique maximale qui peut être extraite de l’éolienne. Elle n’a jamais lieu à la vitesse maximale acceptable du vent. En effet, peu avant d’atteindre la vitesse de mise à l’arrêt, des dispositifs sont mis en place pour freiner la vitesse du rotor (soit de manière dynamique, soit de manière aérodynamique), ce qui peut diminuer significativement les performances de l’éolienne.

En conclusion, on trouve typiquement des courbes de puissance ayant l’allure suivante.

Forme typique d’une courbe de puissance d’une éolienne : production électrique finale en kW en fonction de la vitesse instantanée du vent en m/s.

La puissance nominale d’une éolienne ne veut rien dire sur son efficacité si le constructeur ne mentionne pas à quelle vitesse de vent cette puissance électrique est obtenue. En effet, on n’est pas en mesure de déterminer la puissance instantanée du vent et donc d’établir son rendement global instantané.

Sur base de mesures

Sur base de la mesure du vent réalisée sur une période T et de la courbe caractéristique de puissance de l’éolienne, on peut évaluer la production électrique, E_elec, de l’éolienne durant cette période :

E_elec = (P_elec(V)₁ + P_elec(V)₂₊ P_elec(V)_{3+ … +} P_elec(V)_N)*dt,

où on réalise une mesure de la vitesse toute les « dt » secondes, on possède ainsi « N » valeurs dans notre échantillon tel que T = N*dt. En bref, on suppose que la vitesse que l’on a mesurée à un moment, V_i, reste constante pendant tout l’intervalle de mesure, dt. Durant un intervalle, l’éolienne produit P_elec(V)_i*dt.  On réalise finalement la somme sur tous les points de mesure pour obtenir l’énergie électrique finale.

Sur base de la distribution statistique

Une autre manière de procéder est de travailler sur base de la distribution statistique dont on connaît les paramètres (sur base de mesures ou de simulations) :

E_elec(V) = Pelec(V)*(p(V)*dV*T),

où, dans le membre de droite, le premier facteur est la puissance électrique produite à la vitesse V et le second facteur est le temps total durant lequel la vitesse est égale à V (pendant la période de mesure, T). L’énergie finale, E_elec, est obtenue en sommant sur toutes les vitesses rencontrées.

Certains constructeurs utilisent cette méthode pour communiquer une estimation de la production électrique annuelle de leur éolienne. En fait, ils fixent les paramètres de la fonction de distribution, p(V), et regardent ce que cela donne au niveau de la production. Quand vous entendez des estimations de la production électrique, il faut être conscient que le constructeur a fait des hypothèses sur la manière dont les vitesses sont rencontrées dans le temps. De manière générale, le vent sur votre site ne sera pas identique à celui qu’il a considéré dans son estimation. Pour être rigoureux, il faut veiller à ce que le constructeur communique ces paramètres. C’est la seule manière de pouvoir comparer différents matériels entre eux sur base d’estimation de la production électrique.

Estimation du rendement moyen global de l’éolienne

On peut aussi connaître le rendement moyen de l’éolienne sur la période d’observation, T. On peut estimer, d’un côté, l’énergie du vent qui était disponible (la source d’énergie), E_vent, et, d’un autre côté, l’énergie électrique produit par l’éolienne, E_elec (comme calculée ci-dessus). Le rapport de ces deux valeurs donne le rendement moyen :

Rendement moyen global = Eelec/Event,

Par global, on sous-entend que l’on s’intéresse à ce qui rentre et ce qui sort globalement de l’éolienne. On trouve typiquement, un rendement moyen de 20 % pour les petites éoliennes et de 35 % pour les grands modèles.

Nombre d’heures pleines de fonctionnement

La puissance débitée par une éolienne dépend de la vitesse du vent.  Par conséquent, la majorité du temps, l’éolienne ne fonctionne pas à puissance nominale (P_N), le vent n’étant généralement pas suffisant pour garantir cela. C’est un des arguments des détracteurs des éoliennes. En effet, comparé à des centrales électriques traditionnelles basées sur les énergies fossiles (typiquement une centrale TGV) ou le nucléaire qui peuvent fonctionner de manière continue proche de leur puissance nominale, une éolienne fonctionnera principalement à une puissance inférieure à P_N. Du coup, il faudra une puissance installée supérieure avec des éoliennes qu’avec des centrales classiques pour atteindre une même production d’énergie annuelle. C’est un argument assez controversé bien que techniquement très clair. Le but n’est pas de faire le point sur ce sujet. On reprend juste ici l’argument.

Une manière de chiffrer la production d’une éolienne est de rapporter sa production électrique annuelle en nombre d’heures de fonctionnement à puissance nominale. En d’autres termes, on calcule le nombre d’heures que l’éolienne doit tourner à puissance nominale pour débiter la même production électrique annuelle (avec un vent dont la vitesse varie).

Nombres d’heures équivalentes à puissance nominale = t_N = Eelec/P_N.

Valeur typique pour les grandes éoliennes en Wallonie : t_N = 25% de l’année.

Valeur typique pour le petit éolien en Wallonie  t_N = 11% de l’année.

Typiquement, la production annuelle électrique d’une grande éolienne en Wallonie correspond à 25 % du temps à puissance nominale. Il ne faut pas en déduire que l’éolienne ne tourne que 25 % du temps. Non, dès que la vitesse instantanée du vent dépasse la vitesse minimale de mise en fonctionnement (cut-in wind speed), l’éolienne débite de l’électricité.  En fait, les chiffres montrent que l’éolienne fonctionne 80 % du temps (source :  APERe). Néanmoins, elle produit à une puissance généralement inférieure à la puissance nominale, cette dernière étant souvent prise comme étant la puissance maximale.

Estimation rapide : Quick-scan

Dans certaines situations, notamment dans une étude de préfaisabilité, on souhaite pouvoir estimer grossièrement ce qu’un site va pouvoir donner comme production. On peut simplement se baser sur la vitesse moyenne du vent, U_m, sur le site :

Estimation de la production = (rendement moyen global)*(1/2*rho*A*(U_m)³),

où le rendement moyen est pris :

• à 22 % pour le petit éolien (moins de 35 m de diamètre) ;
• 30 % pour l’éolien moyen (35 à 100 m de diamètre) ;
• et 35 % pour le grand éolien (> 100 m de diamètre).

Dans la réalité, on remarquera une tendance à un meilleur rendement pour les modèles d’éoliennes avec les pales les plus longues (> 30 m) :
Diagramme réalisé sur base de 62 fiches techniques d’éoliennes récentes.

On sait très bien qu’il s’agit d’une estimation limitée étant donné que l’effet des fluctuations de la vitesse autour de la moyenne n’est pas pris en compte. On peut montrer que cette manière d’estimer l’énergie du vent (le deuxième terme dans le membre de droite), est susceptible d’amener de grosses erreurs. On sous-estime le potentiel de vent. Néanmoins, si un constructeur prétend pouvoir produire, pour une vitesse moyenne donnée, une production électrique annuelle dépassant quatre ou cinq fois cette estimation simplifiée, vous pouvez clairement conclure que ce n’est pas une proposition honnête.

Le fabricant d’une éolienne doit faire certifier la courbe caractéristique des performances de son modèle. Cela doit être réalisé selon une méthode normalisée, idéalement par un laboratoire indépendant.

Dans la pratique, les modèles de plus faibles puissances ne bénéficient pas de cette certification. Le constructeur peut fournir une courbe de puissance, mais on n’a aucune garantie sur sa fiabilité, tout au plus, on peut se reposer sur la crédibilité du fabricant.

Comment détecter un produit farfelu ? Il n’y a malheureusement pas de méthode absolue (hormis tester le matériel). Néanmoins, certains chiffres communiqués par le constructeur peuvent être mis à l’épreuve. C’est le cas du rendement global instantané de l’éolienne tel que défini à la section précédente.

L’application des principes fondamentaux de la mécanique permet de déterminer la quantité maximale d’énergie du vent qui peut-être convertie en énergie mécanique (rotation du rotor). Ce rendement aérodynamique instantané, ou Coefficient de performance (Cp), ne peut dépasser 16/27 soit approximativement 59 %. Par conséquent, le rendement instantané qui tient aussi compte d’autres pertes (aérodynamiques, accouplement, conversion électrique, auxiliaires) doit être inférieur à cette valeur :

Rendement global instantané < rendement aérodynamique < 16/27

Cette limitation est mieux connue sous le nom de « limite de Betz » ou « théorie de Betz ». Pour arriver à ces conclusions, il a fallu introduire des hypothèses simplificatrices. Néanmoins, celles-ci sont tout à fait raisonnables.

On a vu que la limite de conversion de puissance du vent vers la puissance mécanique du rotor est théoriquement limitée à 16/27, soit 59 %, par l’approche de Betz. Par rapport à ce cas idéal, il existe une série d’imperfections qui empêchent d’atteindre cette limite. En d’autres termes, on a une série de pertes qui réduisent l’efficacité aérodynamique de l’éolienne :

• Mise en rotation du sillage : Le vent avant de rencontrer l’éolienne ne possède pas de mouvement de rotation prononcé et cohérent. Du moins, c’est le cas s’il ne rencontre pas d’obstacles majeurs en amont de l’éolienne. Une fois que l’air est passé dans le rotor de l’éolienne, il en ressort avec une vitesse de rotation générale dans le sens opposé à celui du rotor. Cette vitesse de rotation qui n’existait pas au départ correspond à une certaine quantité d’énergie cinétique qui n’a pas pu être convertie pas l’éolienne. Il s’agit d’une première source de pertes.

• Trainée des profils de l’aile : Lorsque l’on place une aile face au vent, il génère une force sur cette aile. C’est l’effet escompté. Cette force peut se décomposer en partie. Une force dite de portance qui est perpendiculaire à la direction du vent en aval de l’aile et une composante dite de trainée qui est parallèle à cette vitesse de vent. Dans le cas d’un avion, c’est la portance qui permet de vaincre la gravité et permet ainsi à l’avion de voler. La trainée freine l’avion, car cette force est opposée à la direction dans laquelle l’avion progresse. Pour permettre à l’avion de conserver cette vitesse, les moteurs de l’avion donnent la force nécessaire pour vaincre cette force de trainée.  Dans le cas d’une éolienne, on retrouve la même idée. Néanmoins, il faut alors tenir compte à la fois de la vitesse du vent, mais aussi de la vitesse de rotation de l’éolienne. Le problème est un peu plus complexe. Tout cela pris en compte, on se rend compte que c’est la portance des pâles de l’éolienne qui exerce une force utile dans le sens de rotation de l’éolienne. La trainée des pâles, par contre, a tendance à freiner la progression de ces pâles. C’est une deuxième source de pertes parce qu’une partie de l’énergie du vent sert à freiner l’éolienne. Fort heureusement, une aile d’éolienne est conçue pour avoir la trainée la plus faible possible pour une portance donnée. En gros, il s’agit d’une question de spécialistes dans la mesure où il s’agit de travailler sur l’aérodynamique de l’aile.

• Nombre limité de pales : Le nombre de pales d’une éolienne est limité pour des questions de poids et de prix. Le rendement idéal considéré plus haut faisait l’hypothèse d’un nombre très important de pales. Dans la réalité, ce nombre ne sera jamais atteint. Cette limitation est source d’une troisième forme de pertes. D’un point de vue physique, ces pertes sont générées par la trainée induite. La trainée induite est d’autant plus faible que la portance est faible et le rapport entre envergure et corde moyenne de l’aile est important. Ainsi, une aile qui a une grande envergure par rapport à la corde aura une trainée plus faible. On peut s’en convaincre en comparant les ailes d’un planeur à celle d’un avion traditionnel : les ailes du planeur sont beaucoup plus allongées pour limiter la trainée, ce qui est souhaitable étant donné qu’il n’a pas de moteur. C’est une des raisons qui expliquent pourquoi une éolienne a des ailes allongées.

Analogie entre l’allongement (aspect ratio) des ailes d’un planeur et des pales d’une éolienne : limitation de la trainée.

Ces explications avaient juste vocation de montrer que le rendement idéal n’était jamais atteint, ceci étant dû à différentes pertes. Un facteur qui influence grandement ces pertes est le rapport entre la vitesse en bout de pale (induite par la rotation) et la vitesse du vent, le tip-speed ratio (TSR) en anglais,

Lambda = tip-speed ratio (TSR) = u/V = n.2*pi*R/V,

avec,

• u, la vitesse en bout de pale qui peut être évaluée comme étant le produit
• de la vitesse de rotation, n (en Hz),
• par le rayon de l’éolienne, R, multiplié par 2*pi.
• V est la vitesse du vent en amont.

La théorie confirmée par la pratique montre que les pertes sont minimisées pour un TSR donné. En d’autres termes, pour chaque vitesse de vent, il existe une vitesse de rotation qui maximise le rendement aérodynamique de l’éolienne, c’est-à-dire la quantité d’énergie du vent transférée au rotor. On peut s’en rendre compte sur base du la figure ci-dessous,

Évolution du rendement aérodynamique instantané en fonction du rapport entre la vitesse en bout de pale et la vitesse du vent (tip-speed ratio) : illustration des différentes sources de pertes par rapport au rendement idéal de Betz.

On peut comprendre le graphe de la manière suivante :

1. On dispose au départ de la puissance instantanée du vent par m², ce qui correspond dans le graphe au niveau de 100 %.
2. La théorie de Betz nous apprend que l’on peut dans le meilleur des cas récupérer jusqu’à 16/27, soit approximativement 60 %.
3. Si l’éolienne tourne plus lentement pour une vitesse de vent donnée, on aura un couple aérodynamique important pour atteindre une même puissance et donc une forte déviation du fluide par les pales. Cela engendre une mise en rotation plus importante du sillage et donc des pertes plus importantes. On le voit clairement dans le graphe sous la dénomination « pertes de sillage ». En conclusion, plus l’éolienne tourne vite, moins les pertes par mise en rotation sont importantes.
4. Si on considère un profil d’une pale d’éolienne, la force aérodynamique se décompose en une force de portance, mais aussi de trainée qui s’oppose dans la direction de rotation de l’éolienne (du moins pour les éoliennes dont le principe de fonctionnement est basé sur la portance). L’effet négatif sur le rendement aérodynamique est d’autant plus important que l’éolienne tourne vite. On peut s’en rendre compte dans le graphe ci-dessus sous l’appellation « trainée du profil d’aile » où les pertes augmentent avec le tip-speed ratio. Sur base des deux premiers termes de pertes (pertes de sillage et de trainée de profil), on voit apparaître un premier optimum à une vitesse de relative de bout d’aile entre 6 et 8.
5. On voit apparaître enfin le dernier terme de perte induit par le nombre limité de pales. En fait, si on prend la courbe relative à un nombre donné de pales en pointillé (on considère ici 1, 2 ou 3 ailes), on voit que la courbe générale correspond à l’enveloppe de tous les maxima des courbes à nombre de pâles fixé.

Évolution du rendement aérodynamique en fonction du nombre de pales pour un modèle donné.

Au regard de la courbe ci-dessus, qui reprend l’évolution du rendement aérodynamique en fonction du nombre de pale pour un modèle donné, on voit que plus le nombre de pales est important, plus le rapport optimal de vitesse en bout de pale est faible.

En outre, l’analyse des rendements de 62 modèles récents d’éoliennes démontre qu’il y a  une tendance claire vers un meilleur rendement pour les éoliennes ayant une vitesse de vent nominale plus basse (comprises entre 10 m/s et 12 m/s.

On peut conclure cette section en faisant une description des différentes courbes caractéristiques de rendement aérodynamique pour chaque grand modèle d’éolienne. De manière générale, on voit que les éoliennes basées sur la portance, c’est-à-dire les éoliennes à axe horizontal ou à axe vertical de type Darrieus, ont un rendement aérodynamique supérieur aux éoliennes basées sur la trainée (typiquement, le rotor Savonius). L’influence du nombre de pales sur le rendement est aussi représentée. Si la vitesse de rotation diminue, il faut un couple aérodynamique plus important pour une même puissance mécanique. C’est pourquoi les éoliennes qui cherchent à produire du travail mécanique, notamment pour des applications de pompage, ont un nombre de pales important (illustré ci-dessous par l’éolienne américaine). Actuellement, les éoliennes de type Darrieus ont un rendement un peu supérieur à celui présenté dans le graphe ci-dessous.

Évolution typique du rendement aérodynamique en fonction du tip-speed ratio et du modèle d’éolienne.

On peut classifier les éoliennes suivant leur taille ou suivant leur principe de fonctionnement.

Classification selon la taille

On définit différentes classes de taille d’éoliennes. En théorie, il n’y a pas de relation directe entre la hauteur et la puissance de l’éolienne. En effet, cette puissance dépend essentiellement de la surface balayée par le rotor qui n’est pas toujours fonction de la hauteur de l’éolienne, mais du diamètre du rotor. Néanmoins, dans le cas des grandes éoliennes, une règle de bonne pratique veut que la hauteur du mât, L, soit égale au diamètre du rotor, D. Dans ce cas, il y a un lien indirect entre la hauteur du mât et la puissance. Dans le tableau suivant sont repris les dénominations de taille et les ordres de grandeur de puissances associées. Attention, il s’agit bien d’ordres de grandeur de puissance. Le but est uniquement de se donner une idée. En outre, cette puissance n’a de sens que si on a défini la vitesse de vent à laquelle elle est délivrée.

Illustration de la relation entre le diamètre du rotor et la puissance électrique de sortie basée sur les données techniques de 62 modèles récents d’éoliennes.

 Classification des éoliennes suivant la taille et ordre de grandeur associé.

Pour être plus parlant, on trouve classiquement ces éoliennes pour les applications suivantes :

• Micro-éoliennes : en général pour couvrir des besoins très limités et sites isolés (par exemple, des sites de pèche, des bateaux, des caravanes).

• Mini-éoliennes : essentiellement pour recharger des batteries sur des sites isolés du réseau, les plus puissantes peuvent servir pour l’alimentation domestique hors du réseau (maisons isolées).

• Eoliennes domestiques : elles balayent un spectre assez large allant de rotors de 3 à 10 m de diamètre. C’est typiquement le genre d’éoliennes proposées pour les particuliers.

• Petites éoliennes  commerciales : elles sont typiquement conçues pour les petites entreprises, les fermes, … mais il existe très peu de modèles produits dans cette gamme.

• Moyennes éoliennes commerciales : elles sont typiquement utilisées pour les applications commerciales dans des fermes, des usines, des entreprises voire des petits parcs éoliens.

• Eoliennes grands commerciales : ce sont les éoliennes que l’on trouve dans les parcs éoliens modernes, ce sont aussi les plus efficaces.

• Eoliennes commerciales géantes : ce sont les éoliennes que l’on trouve dans les parcs éoliens modernes et également en offshore, elles sont très efficaces et issues des dernières générations technologiques.

Dans la course au gigantisme, l’éolien ne fait pas figure d’exception. Si les modèles de 9 MW sont déjà à l’ordre du jour, certaines sociétés n’hésitent pas à parler de diamètres avoisinant les 400 m (!) pour atteindre des puissances de 50 MW !!!

Classification selon le principe de fonctionnement

Eoliennes à axe horizontal ou vertical

Les plus connues sont les éoliennes à axe horizontal (HAWT, horizontal axis wind turbine).  Leur typologie est souvent identique. A la base, on a un mât sur lequel est placée la nacelle. Cette nacelle contient la génératrice ainsi que le système de transmission, c’est-à-dire les éléments d’accouplement mécanique entre le rotor et la génératrice. Celle-ci convertit l’énergie mécanique en énergie électrique.

En suivant le sens de parcours du vent, le rotor peut être placé en amont ou en aval de la nacelle. Cette dernière configuration a été à la mode, mais devient anecdotique. Elle présentait l’avantage que la nacelle et le rotor se mettent automatiquement face au vent. Lorsque le rotor se situe en amont, il faut un dispositif particulier pour que l’éolienne se positionne correctement. Par exemple, on peut trouver une aile fixe verticale qui stabilise l’éolienne face au vent (même principe que la gouverne verticale d’un avion) ou un moteur qui réalise cette tâche. On parlera alors d’un dispositif de positionnement passif ou actif, respectivement.

Distinction entre éoliennes à axe horizontal avec le rotor placé en amont avec gouverne (figure gauche), en amont avec contrôle actif (figure centrale) et en aval (figure de droite).

L’avantage du rotor placé en aval est qu’il se positionne naturellement face au vent, c’est-à-dire de manière passive. Par contre, le vent est d’abord perturbé par la nacelle et le pylône avant d’agir sur le rotor. D’une part, le régime de vent devient non uniforme sur la surface balayée par le rotor. Cela engendre des contraintes mécaniques variables dans le temps ce qui provoque une usure prématurée du matériel (phénomène de fatigue mécanique). D’autre part, le vent perturbé vient impacter les ailettes de l’éolienne ce qui a tendance à générer beaucoup de bruit (bruit d’origine aérodynamique). Pour ces deux raisons, on préfère la configuration avec le rotor en amont. En effet, le vent est moins perturbé avant de rencontrer les pales de l’éolienne (à moins qu’un obstacle se trouve en amont, mais ce n’est idéalement pas le cas). Finalement, on peut dire que l’éolienne à axe horizontal avec le rotor en amont est devenue le standard, en tout cas pour les applications de puissance élevée.

On rencontre aussi des éoliennes à axe vertical (VAWT, vertical axis wind turbine) pour les applications de petite voire de moyennes puissances. Les avantages de cette configuration sont que l’éolienne est toujours bien positionnée par rapport au vent, que le dispositif d’accouplement ainsi que la génératrice se trouvent au niveau du sol ce qui facilite la maintenance. En outre, de par les diamètres de rotor inférieurs aux éoliennes à axe horizontal, les vitesses absolues sont plus faibles ce qui, du moins théoriquement, devrait engendrer moins de bruit.

Classiquement, on distingue deux grandes familles parmi les éoliennes à axe vertical. D’une part, on trouve les éoliennes basées sur la « portance » dont la plus connue est le modèle de « Darrieus » et, d’autre part, les éoliennes basées sur la « trainée » dont la plus connue est le modèle de « Savonius ». On invite le lecteur qui veut approfondir ces concepts à consulter des sites spécialisés. Retenons néanmoins que par le principe physique qui anime ces modèles, elles donnent peu de couple au démarrage. Par conséquent, elles ne démarrent qu’à une certaine vitesse de vent, ou il faut assurer mécaniquement le démarrage de l’éolienne pour qu’elle fonctionne.

Illustration des deux grands types d’éoliennes à axe vertical : les éoliennes de type Savonius en haut, basées sur la trainée, et les éoliennes de type Darrieus en bas, basées sur la portance. Les figures du haut montrent une coupe horizontale du rotor vue selon un axe vertical. Les figures du bas montrent une coupe horizontale du rotor d’éoliennes Darrieus. Le rotor peut avoir une forme en « phi », en « delta », en « H », etc.

Exemple d’éolienne Darrieus (à gauche) et Savonius (à droite).

Dans l’histoire des éoliennes, on trouve de manière cyclique un regain d’intérêt pour les éoliennes à axe vertical. Les nouveaux concepts proposés sont sensés dépasser les limites technologiques du standard actuel qui est l’éolienne à axe horizontal avec rotor en amont. Pour répondre de manière nuancée, voici quelques éléments de réflexion pour situer le débat sur ces VAWT :

• En ce qui concerne les nouvelles éoliennes à axe vertical, il s’agit souvent de la redécouverte de vieux concepts.

• De manière générale, on manque de retour d’expérience sur le comportement des nouvelles éoliennes à axe vertical, notamment en ce qui concerne leurs performances aussi bien techniques que d’un point de vue économique.

• Beaucoup d’experts qui ont accumulé une longue expérience dans l’éolien sont sceptiques.

• Beaucoup d’effets d’annonce sur les performances de ces nouveaux concepts sans pour autant les valider : absence récurrente de certification IEC (commission électrotechnique internationale) de la plupart de ces machines [APERe].

Pour résumer la situation, nous reprenons le point de vue nuancé de Paul Gipe : « Avec des éoliennes à axe vertical, on peut dans certains cas réaliser les mêmes performances technico-économiques qu’avec des éoliennes à axe horizontal, mais plus que probablement pas mieux« .

Tableau récapitulatif des propriétés des éoliennes à axe vertical par rapport aux modèles conventionnels d’éoliennes.

Distinction selon le nombre de pales

On peut faire une distinction entre les éoliennes suivant le nombre de pales.

Distinction entre éoliennes à axe horizontal selon le nombre de pales.

Dans le cas des éoliennes à axe horizontal, la plupart des éoliennes ont 3 pales. En fait, il s’agit du meilleur compromis entre différentes contraintes. Une éolienne à 3 pales (ou plus) tourne plus régulièrement qu’une éolienne à 1 ou 2 pales, on a un meilleur équilibre du rotor. D’un point de vue esthétique, les effets de battement visuel sont plus importants pour les éoliennes à moins de 3 pales. Le rendement aérodynamique, c’est-à-dire la capacité à convertir l’énergie du vent en énergie mécanique (et donc, in fine, en électricité), est équivalent de 2 à 4 pales. Il augmente sensiblement à partir de 5. Le seul avantage d’avoir une éolienne à deux pales plutôt qu’à trois est qu’elle sera meilleur marché, mais elle tournera de manière moins régulière ce qui est synonyme de durée de vie plus courte. On ne monte pas au-delà de 4 pales à cause de la diminution de la tenue mécanique : en effet, la « corde » des pales diminue avec le nombre de pales.

Tableau récapitulatif des propriétés des éoliennes à axe horizontal en fonction du nombre de pales.

Pour conclure cette rubrique, on peut mettre en garde contre certaines conclusions intuitives qui peuvent induire en erreur. Dans le cas des éoliennes à axe vertical, il existe des modèles avec un grand nombre d’ailettes donnant à l’ensemble un aspect très compact. Cette forte densité n’est pas nécessairement synonyme de meilleures performances (aérodynamiques). Comme il sera montré par la suite, la puissance dépend essentiellement de la surface balayée par le rotor. Or, cette surface ne varie pas en augmentant le nombre de pales. Tout au plus, on balaye cette surface de manière plus efficace. Néanmoins, on peut aussi alourdir inutilement la structure ce qui grève les performances.

Distinction selon la protection contre les vents importants

C’est un aspect fondamental. En effet, en présence de vents importants ou de rafales, il s’agit d’éviter les contraintes mécaniques trop importantes et les vitesses de rotation excessives, c’est-à-dire d’éviter la casse, d’assurer l’intégrité du matériel.
On distingue d’une part les stratégies de contrôle par l’aérodynamique. On joue sur l’orientation des ailes pour modifier leurs propriétés aérodynamiques et donc réduire la force exercée par le vent.

• Soit on réduit l’angle d’attaque des pales qui présentent alors un rendement plus faible. On peut aller jusqu’à mettre les pales face au vent où elles seront soumises à une force nulle.

• Soit on augmente l’angle d’attaque jusqu’au décrochage du profil (« stall control » en anglais).

Une autre manière de procéder est de placer directement un frein aérodynamique sur l’aile (mais cela est physiquement équivalent à chercher le décrochage).

Ces modifications des propriétés aérodynamiques peuvent être réalisées sur l’entièreté de l’aile ou sur seulement une fraction de celle-ci, par exemple sur le bout d’aile.

À noter que l’on peut jouer sur l’orientation de l’éolienne à axe horizontal. Dans ce cas de figure, il s’agit de réduire la surface présentée au vent par le rotor de l’éolienne en la décalant par rapport à la direction du vent. Comme cette surface est réduite, la puissance du vent est directement réduite. Typiquement, on décale l’éolienne à gauche ou à droite suivant son axe vertical, soit on place l’éolienne en « hélicoptère » en tirant le rotor vers l’arrière.

D’autre part, on trouve le freinage dynamique ou électrique. Dans ce cas, c’est un frein mécanique qui limite la vitesse de rotation. Cette fonction peut être réalisée par le génératrice électrique.

Le freinage aérodynamique est une stratégie dont on ne peut se passer pour les grandes éoliennes. On peut se limiter au freinage dynamique que pour les éoliennes de faible puissance.

Distinction selon le mode de régulation de la vitesse du rotor : vitesse constante ou variable

Le rendement aérodynamique instantané, ou coefficient de performance, d’une éolienne dépend du rapport entre la vitesse en bout de pales et la vitesse du vent (évaluée bien en amont de l’éolienne) :

Lambda = tip speed ratio (TSR) = u/V,

avec,

• u, la vitesse en bout de pale induite par la vitesse de rotation du rotor,
• et V, la vitesse en amont de l’éolienne.

Pour optimiser la conversion de la puissance du vent en puissance mécanique appliquée au rotor, il faut que se rapport Lambda ne soit ni trop faible, ni trop élevé.  Si la vitesse du vent change, la vitesse de rotation de l’éolienne devrait idéalement pouvoir s’adapter pour maintenir le TSR constant et donc toujours travailler avec les meilleurs rendements. Par conséquent, on distingue les éoliennes à vitesse de rotation constante des éoliennes à vitesse de rotation variable. Ces dernières permettent de suivre le régime de vent et d’obtenir de meilleurs rendements en adaptant la vitesse de rotation de l’éolienne.

Il existe une deuxième raison qui justifie de travailler avec une éolienne à vitesse de rotation variable. De part nature, la vitesse du vent est fluctuante. Si l’éolienne a une vitesse de rotation constante alors ces fluctuations de vitesse se traduisent par des fluctuations du couple mécanique exercé sur l’arbre. Nous sommes alors en présence de contraintes mécaniques fluctuantes qui peuvent accélérer l’usure de la transmission entre le rotor et la génératrice. Travailler avec un rotor à vitesse variable permet d’absorber les fluctuations de vitesse par une accélération de la vitesse du rotor.

Une éolienne à vitesse de rotation variable suppose d’avoir systématiquement recours à de l’électronique de puissance. Fort heureusement, cette technique a évolué très positivement ces dernières années ce qui permet de conserver un bon rendement  et un prix acceptable. Par conséquent, le choix d’une éolienne à vitesse de rotation variable est tout à fait abordable et cohérent. Néanmoins, il faut savoir qu’une éolienne à vitesse de rotation constante reste, théoriquement du moins, plus simple.

Placer une éolienne est une question de compromis. Par exemple, si l’éolienne est placée près de bâtiments, elle pourra subir leur interférence dans la mesure où ces bâtiments influencent globalement la trajectoire de l’air. Par contre, placer une éolienne loin d’un bâtiment pose la question de la ligne de transmission qu’il faudra tirer entre l’éolienne et le poste électrique compatible le plus proche.

Illustration de la structure de l’écoulement d’air autour d’un bâtiment et des zones d’influences.

La figure ci-dessus donne une idée de l’influence d’un bâtiment sur l’écoulement. On voit que le vent est perturbé par la présence du bâtiment avant que ce vent arrive à son niveau, c’est-à-dire en amont. Si l’obstacle placé sur un terrain plat a une hauteur « H », on considère que l’écoulement est influencé en amont à partir d’une longueur de l’ordre de « 2H ». En aval, le bâtiment influence significativement l’écoulement jusqu’à une longueur de l’ordre de « 20H ». C’est donc loin d’être négligeable. Il est important de comprendre que dans ces zones d’influence, l’écoulement est fortement perturbé, c’est-à-dire que l’air subit de fortes fluctuations de vitesse qui sont loin d’être négligeables devant la vitesse du vent en amont. En d’autres termes, il ne s’agit pas de faibles fluctuations qui se superposent au vent initial, comme un « bruit blanc ». Au contraire, le vent subit de fortes fluctuations de vitesse dans toutes les directions de l’espace. En outre, la vitesse moyenne de l’écoulement est réduite, à certains endroits parfois annulée voire même inversée.

La situation peut être particulièrement complexe dans un milieu urbain où le vent est perturbé par un ensemble de bâtiments. Comme les figures ci-dessous l’illustrent bien, il existe de grandes zones où la vitesse moyenne du vent est réduite. Le comportement du vent n’est pas aléatoire, il obéit à des lois physiques bien précises. Il n’en reste pas moins que son évolution en passant près de bâtiments est loin d’être intuitive. En effet, il est difficile de prédire les caractéristiques de tels types d’écoulement. Par exemple, les résultats ci-dessous ont été obtenus au moyen de simulations numériques complexes.

Norme de la vitesse dans un plan horizontal à 1.5  m du sol (1ere figure), à 4 m du sol (2ème figure) et dans un plan vertical (3ème figure), autour d’un quartier composé d’immeubles. Cette dernière figure illustre bien l’évolution de la vitesse avec la hauteur. Résultats obtenus au moyen de simulations numériques réalisées par Tatiana de Meester de Betzenbroeck (Architecture et Climat, UCL).

Eoliennes montées sur le toit : éviter les zones d’écoulement turbulent

Exemples d’éoliennes placées sur le toit d’un bâtiment. En premier lieu, le bâtiment Éole à Gosselies (Igretec) qui intègre deux éoliennes à axe vertical dans un immeuble de bureau. Dans ce cas-ci, on voit que les éoliennes font partie intégrante du concept architectural du bâtiment (un peu comme son nom l’indique).  En second lieu, un bâtiment avec une série d’éoliennes à axe horizontal placées sur un mât.

Dans certains cas, on souhaiterait mettre une éolienne sur le toit d’un bâtiment. Cela peut constituer une opportunité dans les zones urbaines où les zones dégagées, c’est-à-dire sans obstacles, sont peu ou pas existantes. L’idée est aussi de ne pas devoir investir dans un mât pour hisser le rotor à une certaine hauteur. Mis à part ces avantages, il reste de sérieux inconvénients à travailler avec une éolienne placée sur un bâtiment :

• Comme la figure ci-dessus sur la zone de perturbation d’un bâtiment l’illustre bien, l’écoulement est aussi perturbé au-dessus du toit. Il est moins perturbé sur le bord amont du toit, mais on voit que cette zone grandit en progressant en aval. Si le rotor de l’éolienne est situé dans cette zone d’influence,  il rencontrera un vent de vitesse moyenne plus faible et il subira de fortes fluctuations de vitesse. Par conséquent, le rendement sera plus faible et les forces auxquelles l’éolienne sera soumise seront très fluctuantes. Ces charges dynamiques sur la structure et les équipements de l’éolienne peuvent accélérer son usure. Pour conclure, on peut atténuer cet effet en conseillant d’installer l’éolienne près du bord du toit dans la direction des vents dominants.

• Les vibrations de l’éolienne, en plus d’être potentiellement plus importantes sur un toit, sont transmises à la structure du bâtiment. Il faut voir si le bâtiment peut supporter cela et voir dans quelle mesure ces vibrations peuvent être absorbées par un dispositif ad hoc. L’impact de la propagation de ces vibrations par les matériaux de construction sur le confort acoustique des occupants n’est pas à négliger non plus.

• Les villes étaient généralement bâties dans des sites abrités du vent.

• Assurer la viabilité de la structure en cas de tempête devient encore plus critique concernant la sécurité. En effet, que se passe-t-il si l’éolienne est arrachée ou tombe sur une façade, une personne ? On ne peut se permettre que l’éolienne puisse perdre des éléments par grand vent.

• L’impact paysager, au vu de la production dérisoire de ces mini-éoliennes, pose question et pourrait nuire à l’image du secteur éolien dans sa globalité alors que ce secteur est plein de potentialités. [APERe]

Tous ces éléments font que l’intérêt d’installer des éoliennes sur le toit de bâtiments est loin d’être évident. On mentionne souvent que les éoliennes à axe vertical sont bien conditionnées pour fonctionner sur un toit dans la mesure où elles sont toujours bien orientées par rapport à la direction du vent. C’est déjà un bon point, mais il n’en reste pas moins que tous les désavantages cités ci-dessus restent d’application. En effet, quand on dit que le vent est perturbé, il ne s’agit pas simplement de dire qu’il change de direction par rapport à la vitesse non perturbée en amont du bâtiment. Non, le vent est aussi sujet à de fortes fluctuations d’amplitude et la direction locale du vent fluctue aussi rapidement dans le temps. Les forces aérodynamiques sur l’éolienne restent donc relativement instationnaires (c’est-à-dire, variables), même si l’éolienne est à axe vertical. Au minimum, il faut s’assurer que le constructeur à mis en œuvre des techniques spécifiques pour gérer cela.

Éoliennes intégrées au bâtiment

Exemples d’éoliennes intégrées au bâtiment : le bâtiment Strata en fin de construction à Londres (figures de gauche et centrale ) et le World Trade Centre de Barhain (figure de droite).

Plus délicate encore est l’intégration de l’éolienne au sein même du bâtiment. En d’autres termes, l’éolienne devient partie intégrante du concept architectural, de l’image véhiculée par le bâtiment. Effectivement, cette démarche donne une image, un style technologique et écologique au bâtiment. Par contre, mis à part ses qualités de vitrine de marque, on peut se poser de sérieuses questions sur l’intérêt d’intégrer des éoliennes directement au bâtiment. Il reste notamment la question de l’absorption des vibrations des éoliennes par le bâtiment. Si elles sont petites, cela ne pose pas de gros problèmes, mais, d’un autre côté, si elles sont petites, elles ne produiront alors qu’une infime fraction de la consommation du bâtiment. Si les éoliennes sont de tailles plus importantes, elles peuvent fortement perturber la structure du bâtiment.

On peut jouer sur la forme du bâtiment pour obtenir un effet d’accélération au niveau de l’éolienne (effet Venturi). Néanmoins, on ne peut pas déplacer le bâtiment en fonction de l’orientation du vent. En conclusion, l’intérêt ne semble pas évident.

Certaines éoliennes sont munies d’éléments externes au rotor dont l’objectif est de concentrer le vent sur le celui-ci. On pense principalement aux éoliennes carénées où un conduit convergeant ou divergeant enveloppe le rotor de l’éolienne. Les designs peuvent être des plus variés, voire des plus futuristes :

Certains de ces modèles présentent des puissances supérieures aux éoliennes traditionnelles non carénées. Il ne faut pas y voir pour autant un effet révolutionnaire. L’explication est relativement simple. Lorsque l’on définit la puissance instantanée du vent, il faut être vigilant à la définition de la surface rencontrée par l’éolienne que l’on utilise. Dans le cas d’une éolienne classique, il s’agit de la surface balayée par le rotor. Par contre, dans le cas de modèles carénés, il faut tenir compte de ces éléments supplémentaires extérieurs. Typiquement, il faut prendre la surface frontale de l’éolienne, carénage inclus. En gros, celui-ci augmente la puissance instantanée du vent en augmentant la surface exposée au vent. Les puissances plus élevées obtenues par ces éoliennes ne sont donc pas dues à un meilleur rendement, mais à une augmentation de la puissance du vent rencontrée, c’est-à-dire la source d’énergie.

Le carénage est-il pertinent?

La méthode n’est pas mauvaise, mais il faut savoir que c’est tout aussi simple d’augmenter la surface du rotor d’une éolienne classique pour qu’il soit équivalent à la surface au vent de l’éolienne carénée. En effet, dans le cas d’une éolienne carénée, ajouter cet élément externe a un certain coût. En outre, il faut pouvoir le maintenir par une structure et l’orienter correctement par rapport au vent. En ce qui nous concerne, nous pensons qu’il est plus simple d’augmenter la taille du rotor d’une éolienne traditionnelle. Un avantage néanmoins, il épargnerait les oiseaux grâce à l’absence de pièces mouvantes externes.

Quand on voit la complexité des ailerons acérés des Formules 1, c’est à se demander pourquoi les pales de nos éoliennes sont si minimalistes. Ni aurait-il pas moyen de pousser l’aérodynamique plus loin  ?  Si la réponse courte est OUI, la réponse longue impose de nuancer.

En effet, si une pale d’éolienne est loin de la complexité d’un aileron de formule 1, la raison se situe probablement dans une balance coût/bénéfice pour laquelle le point de vue n’est pas le même. D’un côté, en formule 1, on cherchera le bénéfice maximal, qu’importe le coût et la durée de vie ; de l’autre côté, celui de l’éolien, ce sera la solution proposant le meilleur rapport coûts/bénéfices tout au long du cycle de vie qui l’emportera. Ce dernier point de vue menant logiquement à des solutions simples, éprouvées, efficaces et durables avec « peu » de débauche de moyens. En résumé, cela revient moins cher de faire plus grand que de faire plus complexe.

Néanmoins, les techniques évoluent et les coûts associés également. Pour cette raison, certaines technologies que l’on retrouve dans le monde des sports moteurs, mais aussi de l’aéronautique deviennent suffisamment matures et abordables pour être intégrées dans le secteur éolien.

Les winglets

Afin de réduire la traînée induite par les tourbillons de bout d’aile, certains dispositifs biomimétiques comme les winglets (petite ailette perpendiculaire à la pale située en bout d’aile) ont été développées pour permettre de limiter les turbulences en bout d’aile. En réduisant la trainée, c’est à la fois de rendement qui est amélioré (1 à 3 %)  mais également une réduction du bruit qui peut être observée. Ce type de dispositif est déjà très présent dans le monde aéronautique (on y voit même des doubles winglets aussi appelés « split winglets »).

Les chevrons ou dentelures

Afin d’améliorer l’aérodynamique et le rendement, mais surtout l’acoustique qu’induisent les turbulences au niveau du bord de fuite, certaines sociétés s’inspirent du vol silencieux du hibou et étudient des solutions pour « adoucir » les perturbations.

Ainsi, par bio mimétisme, en s’inspirant des plumes d’hibou, des dentelures ou chevrons sont apposés au bord de fuite. Ces entreprises promettent une réduction de 5dB grâce à ce dispositif. Wait and see !

Les générateurs de vortex

Accolés sur l’extrados de la pale, non loin du bord d’attaque, les générateurs de vortex, sorte de petites lames, permettent de contrer la séparation prématurée des flux et ainsi augmentent la portance de la pale. Se faisant, le bruit est réduit et le rendement, en poussant la limite de décrochage plus loin, est amélioré. Ce dispositif peut être placé a posteriori.

Ecoulement de l’air avec générateurs de vortex.