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ReGrid: L’énergie éolienne
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I. Introduction 2
II. Table of contents
1. Assessing the solar thermal potential (potential analysis) 6
2. Awareness raising: broad campaigns targeting the general public 8
3. Awareness raising: targeted campaigns to develop specific market areas 10
4. Financial incentives: VAT reductions 12
5. Financial incentives: public loans at preferential conditions 14
6. Regulatory measures: energy efficiency requirements for buildings 16
7. Regulatory measures: solar obligations 18
8. Building permits – solar thermal in listed buildings 20
9. Quality Assurance: product standards and certification 22
10. Health & Safety requirements 23
11. Qualification of skilled personnel 24
12. Research & Development programmes 25
III. Further Reading 27
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Table des matières
1 Introduction aux Notions élémentaires sur l’énergie éolienne ................................................. 3
1.1 LA RESSOURCE « VENT » ............................................................................................................................... 3
1.1.1 L’évolution de la technologie de l'énergie éolienne ......................................................................... 3
1.1.2 Le potentiel de la puissance éolienne .............................................................................................. 6
1.2 NOTIONS ÉLÉMENTAIRES DE PHYSIQUE .............................................................................................................. 8
1.2.1 Formation du vent ........................................................................................................................... 9
1.2.2 La puissance du vent comme énergie cinétique ............................................................................ 10
1.2.3 Limite de Betz ................................................................................................................................ 11
1.2.4 Turbulence ..................................................................................................................................... 12
1.2.5 Le cisaillement du vent .................................................................................................................. 14
1.2.6 Mesure du vent .............................................................................................................................. 17
1.2.7 Bases de données des vents........................................................................................................... 19
1.3 COMPOSANTS DE L’EOLIENNE ........................................................................................................................ 20
1.3.1 Conception générale ...................................................................................................................... 20
1.3.2 Les pales du rotor .......................................................................................................................... 21
1.3.3 La vitesse spécifique ...................................................................................................................... 22
1.3.4 Les concepts de surveillance et de limitation de la puissance ....................................................... 23
1.3.5 La courbe de puissance des éoliennes ........................................................................................... 24
1.3.6 La nacelle ....................................................................................................................................... 26
1.3.7 Génératrice et raccordement au réseau ........................................................................................ 29
1.3.8 Le système d’orientation ................................................................................................................ 31
1.3.9 Le mât ............................................................................................................................................ 31
1.3.10 Fondation du mât .......................................................................................................................... 32
1.3.11 L’éolienne à axe vertical ................................................................................................................. 34
1.3.12 Normes et standards ..................................................................................................................... 34
1.4 LA PLANIFICATION ET LA CONCEPTION DES PARCS ÉOLIENS ................................................................................... 37
1.4.1 Générales ....................................................................................................................................... 37
1.4.2 Calcul du rendement énergétique ................................................................................................. 37
1.4.3 Le facteur de capacité et les heures à pleine charge ..................................................................... 38
1.4.4 Étude de configuration du site ....................................................................................................... 39
1.4.5 Effet stroboscopique ...................................................................................................................... 40
1.4.6 Le bruit .......................................................................................................................................... 40
1.4.7 La mise hors service ....................................................................................................................... 41
Abréviations ............................................................................................................................... 43
Index des termes clés ................................................................................................................. 45
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1 Introduction aux Notions élémentaires sur l’énergie éolienne
1.1 La ressource « Vent »
Objectifs pédagogiques
Connaître la définition du potentiel technique, du potentiel sous contrainte et du potentiel de
compétitivité économique de l’énergie éolienne
Connaître l’évolution des marchés régionaux et mondiaux de l’éolien
Apprendre où trouver les données relatives à la vitesse des vents
1.1.1 L’évolution de la technologie de l'énergie éolienne
Figurant parmi les sources d’énergie les plus anciennes, l’énergie éolienne est exploitée par l’Homme
depuis des millénaires1 : il suffit d’évoquer les premiers Égyptiens remontant le Nil à la voile, les
moulins à vent verticaux permettant de pomper l’eau et de moudre le grain et plus proches de nous,
la production d’électricité raccordée au réseau, les applications hors-réseaux destinées à
l’électrification des campagnes ou des zones reculées ou encore la production d’électricité pour les
stations de base des téléphones portables. Les dernières décennies ont vu la technologie de l’éolien
connaître un développement fulgurant, en particulier en ce qui concerne la production d’électricité.
En 1980, la puissance nominale des éoliennes n’était que de quelques watts. Aujourd’hui, celle des
plus grandes structures peut atteindre 7 500 kW (voir Ill. 1). Les plus grandes éoliennes possèdent
actuellement un rotor de 126 mètres de diamètre et des machines aux dimensions encore plus
élevées sont en cours de développement.
Illustration 1 : Évolution de la puissance nominale, du diamètre du rotor et de la hauteur du moyeu
des éoliennes de 1980 à 20112
1
Campbell, Patrice (2010)
2 Fédération allemande de l’énergie éolienne, 2010
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La croissance exponentielle de la taille des éoliennes fut motivée par un certain nombre de facteurs, et principalement par des avantages économiques : la proportion que représentent les frais de surveillance, les frais de raccordement au réseau et les frais de maintenance sur la valeur du système diminue si la taille augmente.[2] Les premières éoliennes présentaient une puissance nominale pouvant atteindre 60 kW. En comparaison avec des grandes installations d’aujourd’hui, le coût des petites éoliennes était et reste encore beaucoup plus élevé par kW installé (€/kW ou $/kW). Cela s’explique en partie par le fait que, proportionnellement au diamètre du rotor, il est nécessaire d’accroître la hauteur des mâts pour éviter tout obstacle au passage du vent et échapper aux conditions défavorables que représentent les turbulences et le cisaillement du vent à proximité du sol.
À la fin de l’année 2010, quelques 194 GW de puissance éolienne étaient installés à travers le globe.
Si l’on regarde 20 ans en arrière, la capacité installée a été multipliée par plus de vingt (voir
illustration 2).
Illustration 2 : Évolution de la capacité éolienne installée dans le monde jusque 20123
[2]
EWEA (2010) « Wind Energy the Facts - Growth of Wind Turbine Size », www.wind-energy-the-facts.org/
3 Conseil mondial de l’énergie éolienne (2012) « Rapport mondial 2011 sur l’énergie éolienne » et d'autres données,
Bruxelles, 2012
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Pendant de nombreuses années, l’Europe a représenté le plus vaste marché mondial au regard du
développement de l’énergie éolienne ; depuis 2008 cependant, on constate l’émergence de nouveaux
marchés entraînant la croissance de l’énergie éolienne. En 2009, les continents européen, asiatique et
nord-américain ont chacun installé de nouvelles capacités générant plus de 10 GW (voir Ill. 3).
Illustration 3 : Capacités installées annuellement par région du monde de 2004 à 20124
Ill. 4 montre les proportions que représentent en 2010 les installations des différents pays par rapport
à la totalité des capacités installées. Les États-Unis, la République populaire de Chine et l’Allemagne
exploitent chacun plus de 25 GW de puissance éolienne. Pendant cette même année, plus de 2 GW
de puissance éolienne furent installés en République populaire de Chine, aux États-Unis et en Inde.
4 Global Wind Statistics 2012”, Global Wind Energy Council, 11.02.2013
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Illustration 4 : Situation de l’énergie éolienne dans le monde en 20125
1.1.2 Le potentiel de la puissance éolienne
Toutes formes d’énergies renouvelables (énergies marémotrice et géothermique exceptées) trouvent
leur origine première dans le soleil qui continuera à briller sur la Terre pendant encore quelques
milliards d’années.
Environ 1 à 2 % de l’énergie solaire est convertie en vent (voir chapitre 1.2). Celui-ci est le
« carburant » des centrales éoliennes. Cependant, ce dernier ne peut être utilisé dans sa totalité pour
la production d’énergie. Les limites d’ordre pratique imposées à l’exploitation du potentiel éolien
mondial sont déterminées par des facteurs économiques, environnementaux, ayant trait aux
utilisations concurrentes du sol et à la conception des équipements énergétiques. On définit ainsi les
différents niveaux de potentiel d’énergie éolienne6 :
Potentiel technique :
Le potentiel technique désigne le niveau le plus élevé du potentiel de génération d’énergie éolienne.
Il se base sur la disponibilité globale des ressources, sur la densité de déploiement maximale7 des
éoliennes et sur le recours aux technologies et aux pratiques actuelles. Le calcul du potentiel
technique tient compte de l’analyse des ressources éoliennes locales reposant principalement sur les
mesures de la vitesse du vent et l’anticipation des évolutions techniques.
5 Global Wind Statistics 2012”, Global Wind Energy Council, 11.02.2013
6 Agence européenne pour l’environnement (2009)
7 MW d’énergie éolienne installés/superficie
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Potentiel sous contrainte :
Le potentiel sous contrainte désigne le potentiel technique pouvant être réalisé une fois qu’ont été
pris en compte différents facteurs tels la présence de zones naturelles protégées, la protection de la
biodiversité, les aspects réglementaires et les préférences sociales. La distance par rapport aux zones
d’habitation et aux régions touristiques ou les limitations imposées par le réseau routier, les zones
militaires ou l’exploration de ressources naturelles peuvent elles aussi représenter des contraintes.
Potentiel de compétitivité économique :
Le potentiel de compétitivité économique se rapporte à la proportion du potentiel technique pouvant
être réalisée de façon rentable compte tenu des coûts moyens de l’énergie prévus pour les années à
venir. Le calcul du potentiel de compétitivité économique peut intégrer la prévision des frais pour le
développement et l’exploitation de parcs éoliens, l’évolution des coûts de production de l’énergie
conventionnelle et l’intériorisation de coûts externes (prix / t CO2).
Selon une étude réalisée par Archer et al, le potentiel technique de la puissance éolienne sur les
terres et à proximité des côtes serait de 54 000 Mtep (millions de tonnes équivalents pétrole) par an.
Même si seulement 20% de cette énergie était récupérable, cette quantité aurait suffit pour satisfaire
aux besoins énergétiques mondiaux de toutes natures en 2000. L’étude avance par ailleurs que le
potentiel de compétitivité économique des parcs éoliens est de 13 %.8
Le Comité Consultatif Allemand sur les changements climatiques a calculé un potentiel technique
mondial de 278 000 TWh pour l’énergie produite dans les installations onshore et offshore. En tenant
compte de la non-exploitation des zones urbaines et naturelles, le Comité présume que 10 à 15 % de
ce potentiel pourrait être exploité de façon durable.9 La consommation mondiale d’électricité en
2006 fut de 18 930 TWh.10
Dans le cadre d’une étude, l’Agence européenne pour l’environnement a effectué des prévisions sur
le potentiel technique, sous contrainte et de compétitivité économique au regard de l’évolution de
l’énergie éolienne dans les pays de l’Europe des 27 pour 2020 et 2030. Les résultats ont été reportés
dans le tableau suivant. En 2030, le potentiel technique total sera de 75 000 TWh pour un potentiel
sous contrainte de 42 500 TWh et un potentiel de compétitivité économique de 30 400 TWh. En
2008, la consommation européenne d’électricité fut de 4 000 TWh.
8 Archer, Cristina L. ; Mark Z. Jacobson (2005)
9 Comité consultatif allemand sur les changements climatiques (2003)
10 AIE « KEY WORLD ENERGY STATISTICS 2008 », Paris
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Tableau 1 : Potentiel technique, sous contrainte et de compétitivité économique au regard de
l’évolution de l’énergie éolienne dans les pays de l’Europe des 27 en 2020 et 203011
1.2 Notions élémentaires de physique
Objectifs pédagogiques
Connaître les notions élémentaires sur la formation du vent
Connaître l’influence de la vitesse du vent, de la densité atmosphérique et du diamètre du
rotor sur la puissance du vent et apprendre à calculer la densité de puissance éolienne
Apprendre quelle quantité de la puissance du vent peut être transformée en énergie
rotationnelle par le rotor d’une éolienne et connaître l’efficacité des turbines modernes
Comprendre la notion de coefficient de puissance des éoliennes et savoir pourquoi/comment
celui-ci change en fonction de la vitesse du vent
Apprendre à mesurer les turbulences et comprendre pourquoi il est essentiel de sélectionner
l’éolienne selon le site
Apprendre à calculer le cisaillement du vent
Apprendre à mesurer le vent et connaître les paramètres nécessaires aux différentes tâches
Avoir une vue d’ensemble sur les bases de données des vents
11
Agence européenne pour l’environnement (2009)
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1.2.1 Formation du vent
C’est le soleil qui est à l’origine de l’énergie éolienne. Le rayonnement solaire atteint la Terre et la
différence de températures entre l’équateur et les pôles entraîne l’apparition de courants thermiques
– les vents – qui circulent autour du globe. L’atmosphère est une sorte de grosse machine thermique
« produisant » du vent en permanence.
La masse atmosphérique se déplace entre les centres de basse et de haute pression. À l’heure
actuelle, l’industrie de l’éolienne est en mesure d’exploiter des vents jusqu’à 200 m environ au-dessus
du sol. En 2010, la plus haute éolienne s’élevait à une hauteur de 205 m.12
Les éoliennes utilisent des vents d’une vitesse de 3 m/s à 35 m/s pour générer de l’électricité.
Certaines, de conception spécifique, peuvent même fonctionner à des vitesses plus faibles ou plus
élevées. Les ouragans, typhons, tornades ou orages sont des vents inutiles pour la production
d’énergie car trop violents ; par ailleurs, ils peuvent gravement endommager l’équipement.
Le vent change fréquemment de vitesse et de direction. Les rafales et les accalmies sont des
fluctuations rapides : une rafale est une brusque hausse de la vitesse du vent tandis qu’une accalmie
se manifeste par sa baisse soudaine. Elles sont provoquées par des turbulences (voir chapitre 1.2.4).
Les particularités géographiques locales perturbent la circulation des vents sur la planète. Une brise
soufflant de la mer vers les terres est un exemple de circulation atmosphérique local. En journée, la
température est plus élevée sur la terre qu’en mer, alors que pendant la nuit, la situation s’inverse. La
différence entre le réchauffement de la surface terrestre et celui de la surface de la mer adjacente
résulte en un gradient de pression. Celui-ci entraîne un flux de vent entre ces deux surfaces (voir Ill.
5). Grâce à ce phénomène, l’Égypte possède par exemple d’excellents sites éoliens sur le littoral de la
Mer Rouge, entre Zafarana et Hurgada13.
Illustration 5 : Brises locales provoquées par le réchauffement de la surface terrestre et de la surface
de la mer14
12
Fuhrländer (2010), FL 2,5 MW, Brandebourg, www.fuhrlaender.de
13 Mortensen et al « Wind Atlas for Egypt »
14 Albrecht Tiedemann, RENAC
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Les régions montagneuses sont à l’origine d’un autre phénomène local : des vents de montagne et de
vallée se forment les jours de beau temps. La brise s’écoulant entre la montagne et la vallée évolue
par séquences périodiques couplées au réchauffement journalier et à la lumière. Lors des journées
chaudes et ensoleillées, les versants de la montagne se réchauffent davantage que l’atmosphère de la
vallée. L’air monte alors le long des pentes, ce qui donne naissance à des vents se déplaçant de la
vallée vers la montagne. Pendant la nuit, le phénomène inverse se produit : l’air s’écoule des
sommets vers le fond de la vallée.
1.2.2 La puissance du vent comme énergie cinétique
Les éoliennes convertissent dans un premier temps l’énergie cinétique du vent en énergie cinétique
de rotation du rotor. Cette dernière est elle-même convertie par l’arbre principal, le multiplicateur
(en option) et la génératrice en énergie électrique pouvant être fournie aux consommateurs par
l’intermédiaire du réseau électrique. La quantité d’électricité générée dépend des paramètres
techniques de l’éolienne mais aussi de la qualité de la ressource « vent ».
La puissance du vent arrivant face à l’éolienne est déterminée par la densité atmosphérique, la
surface de balayage du rotor et en particulier la vitesse du vent. La surface balayée par le rotor varie
quant à elle en fonction de la longueur des pales. La densité atmosphérique et la vitesse du vent
constituent des ressources spécifiques dépendant de la température, de l’humidité et de l’altitude.
La formule suivante illustre l’influence de la vitesse du vent, de la densité atmosphérique et de la
surface balayée sur la puissance du vent :
Avec :
P = puissance [W ou J/s]
ρ = densité [kg/m3]
S = surface balayée [m2]
v = vitesse du vent [m/s]
La Densité de Puissance Éolienne est calculée par la formule DPE = ½ x ρ x v3. Elle ne dépend ni du
modèle, ni de la taille de l’éolienne, mais est uniquement fonction de la vitesse du vent et de la
densité atmosphérique. Exprimée en watt par mètre carré, elle est utile pour évaluer la ressource
éolienne disponible sur un site potentiel.
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Vitesse du vent [m/s] Densité de Puissance Éolienne [W/m2]
< 5,5 <100
5,5 – 6,9 100 - 200
6,9 – 8,7 200 - 400
8,7 – 9,9 400 - 600
9,9 – 10,9 600 - 800
10,9 – 11,8 800 – 1 000
11,8 – 14,8 1 000 – 2 000
Tableau 2 : Densité de Puissance Éolienne en conditions atmosphériques standards (niveau de la mer,
15 °C)15
1.2.3 Limite de Betz
Afin d’évaluer la quantité de puissance du vent en mesure d’être transformée par le rotor d’une
éolienne en énergie de rotation, il peut être utile de prendre en compte les considérations suivantes.
Deux situations s’avèrent généralement défavorables à l’exploitation des éoliennes :
I) Si une éolienne convertissait la totalité de l’énergie cinétique du vent en énergie cinétique de
rotation, pas le moindre souffle de vent ne passerait entre les pales du rotor. La vitesse du
vent derrière ce dernier serait donc nulle. Cela signifierait que le vent stopperait sa trajectoire
et qu’aucune autre quantité de vent ne circulerait à travers le rotor : l’éolienne aurait alors
l’effet d’un mur.
II) Si les vitesses du vent devant et derrière le rotor étaient les mêmes, aucune énergie cinétique
ne pourrait être récupérée à partir des courants aériens. Ces deux situations n’ont aucun lieu
d’être. Il est par conséquent nécessaire de trouver une solution optimale entre ces deux
extrêmes.
Le physicien allemand Albert Betz a effectué des recherches sur le sujet et a conclu en 1919
qu’aucune éolienne n’est à même de convertir plus de 16/27 (59,3 %) de l’énergie cinétique du vent
en énergie de rotation du rotor (la Limite ou Loi de Betz).
Le pourcentage de la puissance récupérée correspond au coefficient de puissance cp (sans
dimension). Le coefficient de puissance maximum théorique s’appliquant à tout modèle d’éolienne
est de cp max = 0,59. Néanmoins, à cause des pertes, les éoliennes ne fonctionnent jamais à cette
limite maximum. Le multiplicateur, les roulements, la génératrice et l’électronique de puissance
réduisant l’efficacité globale, les éoliennes les plus perfectionnées atteignent un cP situé entre 0,35 et
0,45.
15
Albrecht Tiedemann, RENAC
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La valeur cp est propre à chaque type d’éolienne. Pendant son fonctionnement, l’éolienne réduit le cP
si la vitesse du vent devient trop élevée. Ainsi, les éoliennes sont à même de limiter la conversion de
la puissance du vent en énergie rotationnelle du rotor (voir chapitre 1.3.4). Les fabricants d’éoliennes
publient des données cp validées spécifiques au modèle construit, associées à la courbe de puissance
de l’éolienne (voir chapitre 1.3.5). Cette courbe indique la quantité d’énergie électrique générée par
l’éolienne en fonction de la vitesse du vent.
1.2.4 Turbulence
Les brusques variations de la vitesse et de la direction du vent ont non seulement un impact négatif
considérable sur plusieurs composants mécaniques des éoliennes, mais peuvent également nuire
fortement aux résultats économiques des parcs éoliens. À l’intérieur d’un fluide, toute évolution
chaotique ou irrégulière du flux est appelée « turbulence ».
Illustration 6 : Vent turbulent : moyenne de la vitesse effective du vent16
Pour calculer la turbulence de la vitesse du vent, la déviation standard par rapport à la vitesse
moyenne du vent sur 10 minutes doit être divisée par la vitesse moyenne du vent.
16
Albrecht Tiedemann, RENAC
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Avec :
I = turbulence de la vitesse du vent
Moyenne = vitesse moyenne du vent
Des turbulences naissent à proximité d’obstacles tels des immeubles, des arbres, des falaises abruptes
ou des éoliennes. Elles freinent la production d’énergie car elles empêchent le positionnement de
l’éolienne dans la direction la plus efficace par rapport au vent. D’autre part, les turbulences
accroissent la charge dynamique supportée par l’éolienne ce qui en accélère l’usure. Ainsi, ces
phénomènes peuvent considérablement réduire la durée de vie des composants de l’éolienne, en
particulier le multiplicateurs, les pales du rotor et des paliers. En conséquence, les éoliennes sont
conçues pour affronter différentes catégories de turbulence. La norme CEI 61400 énonce en détail les
exigences particulières à ce sujet.
Avant l’implantation d’éoliennes ou d’un parc éolien, les sites situés à proximité de falaises abruptes
ou dans des régions présentant de nombreux obstacles ou des terrains accidentés requièrent une
évaluation minutieuse.
Nombre d'échantillons : n
:
:
:
min 10 v
v
Stdev
i Échantillon de la vitesse du vent
n
i vvn
vStdev 2min10 )(
1)(
Mean
StdevI
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ReGrid: L’énergie éolienne
1.2.5 Le cisaillement du vent
C’est uniquement à haute altitude que l’influence de la surface terrestre sur le vent est limitée. Dans
les couches les plus basses de l’atmosphère, la troposphère, le frottement contre la surface terrestre
affecte la vitesse du vent. Un vent soufflant sur un terrain dégagé et à la surface lisse – tel une piste
d’atterrissage en béton ou une étendue d’herbe après fauchage – n’aura pas le même comportement
qu’un vent soufflant sur des villages, des petites agglomérations, des terres agricoles aux haies hautes
ou présentes en grand nombre, des forêts ou des terrains à la surface très rugueuse ou irrégulière.
Plus le sol est proche, plus le vent perd de la vitesse. Ce phénomène, généralement appelé
« cisaillement du vent », s’explique par les raisons suivantes :
la rugosité du terrain,
l’influence des obstacles,
l’influence des contours du terrain (orographie de la zone).
Illustration 7 : Cisaillement du vent au-dessus de différentes surfaces (h = hauteur)17
Le cisaillement du vent au-dessus ou à proximité d’obstacles ainsi que l’influence de l’orographie
peuvent être calculés à l’aide de divers programmes tels WAsP, WindFarmer, WindPro, WindSim ou
encore OpenWind (logiciel libre). Des informations concernant la rugosité de la surface sont alors à
fournir.
La rugosité des différents paysages sont classés dans les classes de rugosité ou décrit par le paramètre
de longueur de rugosité (voir tableau ci-dessous). La longueur de rugosité correspond à la hauteur
par rapport au sol pour laquelle la vitesse du vent devrait théoriquement être nulle.18
17
Albrecht Tiedemann, RENAC
18 Association danoise de l’énergie éolienne, 2010
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ReGrid: L’énergie éolienne
Types de paysage Longueur de rugosité, Z0 [m]
Surface de l’eau 0,0002
Terrain entièrement dégagé et à la surface lisse, par ex. une piste d’atterrissage en béton, une étendue d’herbe après fauchage, etc.
0,0024
Superficie agricole dégagée sans clôture ni haie, bâtiments très espacés ; douces collines uniquement
0,03
Terres agricoles avec quelques habitations et des haies de 8 mètres espacées d’environ 1 250 mètres
0,055
Terres agricoles avec quelques habitations et des haies de 8 mètres espacées d’environ 500 mètres
0,1
Terres agricoles avec un grand nombre d’habitations, d’arbustes et de plantes ou des haies de 8 mètres espacées d’environ 250 mètres
0,2
Villages, petites agglomérations, terres agricoles avec des haies hautes ou présentes en grand nombre, forêts et terrains à la surface très rugueuse ou accidentée
0,4
Agglomérations plus importantes avec de hauts immeubles 0,8
Agglomérations très importantes avec de hauts immeubles et des gratte-ciels
1,6
Tableau 3 : Longueur de rugosité (Z0) de divers paysages19
Si les données de vitesse du vent v1 sont disponibles pour une certaine hauteur h1 (par ex. grâce à un
poste météorologique avec anémomètre à 10 m de hauteur) et que la longueur de rugosité ou
l’exposant de cisaillement du vent de ce paysage est connu, il est possible de déterminer
approximativement la vitesse du vent v2 à une autre hauteur (h2) à l’aide du profil logarithmique ou
de la loi exponentielle (voir illustration 8: Calcul du cisaillement du vent à l’aide du profil
logarithmique et de la loi exponentielle).
Dans la loi exponentielle, l’exposant α est un coefficient défini empiriquement qui varie en fonction
de la stabilité de l’atmosphère (turbulence atmosphérique). En atmosphère neutre, α a une valeur
approximative de 0,143.20 Le coefficient z0 exprime la longueur de rugosité du paysage déterminée à
partir de prises de mesure ou estimée pour différents types de paysage (voir Tableau 3).
Cette approximation a uniquement valeur indicative et ne doit nullement se substituer aux mesures
du vent sur le site à hauteur du moyeu.
19
Association danoise de l’énergie éolienne, 2010
20 Danish Wind Energy Association, 2010
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 8 : Calcul du cisaillement du vent à l’aide du profil logarithmique et de la loi
exponentielle21
L’équation Weibull est une approximation mathématique couramment employée pour traduire la
distribution des vitesses du vent mesurées. La formule suivante reflète la fréquence relative d’une
vitesse de vent h(v). Le facteur d’échelle A et le facteur de forme k en sont les paramètres. Le facteur
de forme est déterminant car il indique l’ampleur de la distribution des vitesses du vent.
Avec :
hW,i (vi) = probabilité d’une classe de vitesse du vent i [% ou s/m]
k = facteur de forme [sans dimension]
A = facteur d’échelle [m/s]
vi = classe de vitesse du vent [m/s]
Le schéma suivant illustre cinq distributions de Weibull. Bien qu’elles présentent toutes une vitesse
moyenne de 6 m/s, chacune d’entre elles possède un facteur Weibull k différent. Lorsque k = 2, la
distribution de Weibull est appelée distribution de Rayleigh.
Comme le graphique permet de le constater, de faibles valeurs de k correspondent à de plus larges
distributions des vitesses : le vent tend alors à varier sur une vaste plage de vitesses. Des valeurs de k
plus élevées se caractérisent en revanche par des distributions plus étroites : les vitesses du vent
tendent ici à évoluer sur une plage limitée22.
21
Albrecht Tiedemann, RENAC
22 Modèle d’optimisation énergétique HOMER, 2009
V1= V2
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 9 : Distribution de Weibull ; à gauche : facteurs de forme k différents et facteur d’échelle A
identique (A = 2) ; à droite : facteurs d’échelle A différents et facteur de forme k identique (k = 2)23
1.2.6 Mesure du vent
Toute projection portant sur la production annuelle moyenne d’énergie d’une éolienne ou d’un parc éolien requiert au préalable des données fiables. Celles-ci sont en outre indispensables pour sélectionner le modèle d’éolienne correspondant au mieux aux conditions spécifiques du site. Des analyses sérieuses du potentiel éolien sont également considérées par les banques comme une condition sine qua non à la mise en route d’un projet. Ces informations sont parfois déjà disponibles ; dans la plupart des cas cependant, des prises de mesure doivent être effectuées sur le futur site éolien.24
Les données de vent sont généralement enregistrées à l’aide d’un mât de mesure des vents équipé de
détecteurs calibrés en son sommet. Un recalcul visant à adapter à la hauteur du moyeu les vitesses du
vent mesurées à proximité du sol (postes météorologiques) implique toujours une part d’incertitude ;
aussi, il est recommandé d’avoir recours à un mât de mesure d’une hauteur identique à celle prévue
pour le moyeu de l’éolienne. Certains mâts dépassent même les 100 mètres de hauteur.
Il est courant de mesurer les vitesses du vent à au moins deux hauteurs d’anémomètre, ainsi que de
mesurer les directions du vent, la température de l’air tout comme la densité et la pression
atmosphériques. Les données doivent être relevées en continu à 1 ou 10 minutes d’intervalle. Elles
sont recueillies grâce à un enregistreur de données. Ces mesures sont à effectuer sur une durée
minimum de 12 mois afin que tous les effets saisonniers puissent être pris en compte.25
23
Tous deux : Albrecht Tiedemann, RENAC
24 Windtest Grevenbroich, 2010
25 Windtest Grevenbroich, 2010
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 10: Équipement de mesure du vent26
Nœuds Beaufort m/s km/h Description
1 0 0 – 0,2 1 Calme
1-3 1 0,3-1,5 1-5 Très légère brise
4-6 2 1,6-3,3 6-11 Légère brise
7-10 3 3,4-5,4 12-19 Petite brise
11-15 4 5,5-7,9 20-28 Brise modérée
16-21 5 8,0-10,7 29-38 Bonne brise
22-27 6 10,8-13,8 39-49 Vent frais
28-33 7 13,9-17,1 50-61 Grand vent frais
34-40 8 17,2-20,7 62-74 Coup de vent
41-47 9 20,8-24,4 75-88 Fort coup de vent
48-55 10 24,5-28,4 89-102 Tempête
56-63 11 28,5-32,6 103-117 Violente tempête
64-71 12 32,7-36,9 118-133 Ouragan
Tableau 4 : Unités et description de la vitesse du vent (Beaufort, nœuds, m/s, km/h et termes)27
Des dispositifs SODAR (« Sonic detection and ranging », détection et télémétrie par le son) et LIDAR (« Light detection and ranging », détection et télémétrie par ondes lumineuses) ont par ailleurs été mis au point pour mesurer à distance le profil de vent de la troposphère. Ces systèmes sont similaires aux dispositifs RADAR (« Radio detection and ranging », détection et télémétrie par radio) si ce n’est
26
Windtest Grevenbroich, 2010
27 Albrecht Tiedemann, RENAC
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ReGrid: L’énergie éolienne
qu’ils ont recours aux ondes sonores ou lumineuses au lieu des ondes radios. Ils permettent de déterminer sans contact les conditions du vent à partir du sol.28,29 Grâce à ces technologies – dans la mesure où elles s’avèrent efficaces –, l’installation coûteuse de mâts de mesure peut être évitée. Les données suivantes sont à recueillir lors de campagnes de mesure du vent. Elles sont nécessaires à la bonne exécution des tâches répertoriées dans le présent tableau.
Tâche Principal paramètre
Calcul de la production annuelle d’énergie (PAE)
Calcul des finances
Probabilité des classes de vitesse du vent à hauteur du moyeu
Calcul de la sécurité de la structure Intensité des turbulences
Calcul de la hauteur du mât Profil vertical du vent
Calcul de la charge mécanique Cisaillement du vent et composante verticale du vent
Étude de configuration de l’éolienne et du parc éolien
Calcul des effets de sillage
Augmentation de l’énergie éolienne
Calcul de la densité atmosphérique Humidité, températures
Choix de la classe d’éolienne CEI 61400 ; I, II, II ou IV Vitesse du vent extrême sur 50 ans *)
*) Données disponibles auprès des services de surveillance météorologique à long terme Tableau 5 : Données issues de campagnes de mesure du vent onshore et leur importance pour la planification et la conception d’un parc éolien30
1.2.7 Bases de données des vents
Les données du vent sont publiées en tant que séries temporelles (par ex. la vitesse ou la direction du
vent sur une période), en tant qu’analyse statistique d’une série temporelle (par ex. la fréquence par
intervalle de vitesse ou par direction, les vitesses minimum ou maximum) ou en tant que description
mathématique d’une distribution statistique (par ex. la distribution de Weibull).
Des atlas des vents ont été publiés par de nombreux pays et ces données peuvent être exploitées
dans le cadre d’une évaluation préliminaire des ressources éoliennes.
Il est également possible de produire une synthèse des données de vent à partir des vitesses
moyennes mensuelles. S’il s’agit cependant d’évaluer la rentabilité économique d’un site spécifique
pour l’implantation d’un parc éolien, il est conseillé d’examiner les résultats de mesures concrètes
réalisées sur le site même : les spécificités du terrain peuvent en effet entraîner une variation
sensible de la distribution des vitesses du vent sur de courtes distances.
28
Atmospheric Research Technology LLC, 2010
29 NRG Systems, 2010
30 Albrecht Tiedemann, RENAC
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ReGrid: L’énergie éolienne
Des données de vitesse du vent sont disponibles sur un grand nombre de sites web. Ces derniers
répertorient notamment des informations sur les atlas des vents des différents pays ; tel est par
exemple le cas sur le site www.cresesb.cepel.br pour le Brésil, sur le site www.windatlas.ca pour le
Canada ou sur le site www.eere.energy.gov pour de nombreux états des États-Unis. Le site
www.weatherbase.com partage les moyennes mensuelles des vitesses du vent pour un grand nombre
de villes à travers le monde. L’Université Technique du Danemark alimente et administre une base de
données sur les caractéristiques des vents à l’adresse www.winddata.com. L’Atlas européen des vents
peut quant à lui être acheté au format papier sur le site www.windatlas.dk. Il contient des données
sur les vents pour toute l’Europe. Le Centre d’information américain sur les ressources renouvelables
(US Renewable Resource Data Center) fournit lui aussi des informations sur les données des vents :
www.nrel.gov/rredc.
1.3 Composants de l’éolienne
Objectifs pédagogiques
Avoir une vue d’ensemble sur l’agencement général d’une éolienne
Connaître les principales notions portant sur la conception des pales, de la nacelle, des
génératrices, du raccordement au réseau, du dispositif d’orientation, des mâts, des
fondations et des éoliennes à axe vertical
Apprendre à calculer la vitesse spécifique
Apprendre des concepts de limitation de puissance tel le contrôle à calage variable de pale et
la régulation par décrochage aérodynamique
Apprendre à lire et à utiliser la courbe de puissance d’une éolienne
Connaître les principaux standards et les principales normes utilisés pour la conception des
éoliennes et la mesure du vent
1.3.1 Conception générale
Des éoliennes peuvent être conçues pour résister à de violentes tempêtes, produire de l’énergie dans
des conditions météorologiques arctiques ou tropicales, en mer, à proximité des côtes ou en plein
désert. Il existe un grand nombre de modèles destinés à remplir des exigences spécifiques. Les
éoliennes peuvent être à axe vertical ou horizontal, comporter des rotors de 1 à 20 pales, avoir une
capacité allant de quelques watts à plusieurs mégawatts, comporter ou non un multiplicateur, une
génératrice à courant continu ou à courant alternatif. Il n’y a pas de modèle général, mais les
éoliennes à trois pales face au vent sont les plus répandues. Sur ces turbines, les pales du rotor sont
orientées face au vent tandis que sur les éoliennes sous le vent, c’est la nacelle qui est dirigée en face
du vent (illustration 11). Les éoliennes sous le vent s’orientent passivement en fonction de la direction
du vent. Aucun dispositif d’orientation n’étant nécessaire, leur conception s’avère plus simple. Ce
modèle est parfois choisi pour la structure des petites éoliennes.
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 61 : Éoliennes face au vent et sous le vent31
1.3.2 Les pales du rotor
Les pales du rotor extraient l’énergie du vent. Elles « capturent » ce dernier et convertissent son
énergie motrice en rotation du moyeu. Le moyeu, en fonte ou en acier moulé, est le centre du rotor.
C’est sur lui que sont fixées les pales. Il redirige l’énergie des pales vers la génératrice. Si l’éolienne est
équipée d’un multiplicateur, le moyeu est connecté à l’arbre lent de ce dernier et l’énergie du vent est
convertie en énergie de rotation. Si elle est en revanche à entraînement direct, le moyeu transfère
l’énergie directement vers la génératrice annulaire (voir illustration 16: Éolienne sans multiplicateur
et illustration 17: Éolienne avec multiplicateur).
Chaque fabricant possède ses propres concepts quant à la construction des pales et conduit des
recherches visant à la création de modèles innovants ; aussi, il existe de nombreuses variantes aux
différences notables. On constate cependant que la conception de toutes pales modernes s’apparente
généralement à celle des ailes d’un avion.32
Les pales d’une éolienne utilisent le même principe de portance que les avions ou les oiseaux : en
raison du profil particulier de la pale, l’écoulement de l’air est plus lent en dessous de l’aile qu’au-
dessus. De ce fait, on observe le phénomène inverse pour la pression : celle-ci est moins importante
au-dessus de l’aile qu’en dessous. Une différence de pression (effet de portance) est ainsi générée. Ce
sont précisément ces forces qui provoquent la rotation du rotor.
31
Albrecht Tiedemann, RENAC
32 Association mondiale de l’énergie éolienne, 2011
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 72 : Effet de portance au niveau de la pale grâce à la différence de pression33
À l’instar des rotors à trois pales actuellement très courants, des rotors à deux pales sont également
exploités. Les moulins à vent traditionnels munis de 20 à 30 pales en métal étaient utilisés pour le
pompage de l’eau. Il est aujourd’hui reconnu que le rotor à trois pales est le plus efficace pour la
production d’énergie sur de grandes éoliennes. Favorisant une meilleure distribution de la masse, les
trois pales permettent un mouvement de rotation plus lisse et présentent une apparence dont émane
davantage de calme. Sur les éoliennes particulièrement grandes, le diamètre du rotor peut atteindre
126 mètres. Des travaux visant à élargir encore ces dimensions sont actuellement en cours.34
Les pales sont principalement fabriquées en matières synthétiques renforcées de fibres de verre, de
fibres de carbone, de bois et de métal (protection contre la foudre, etc.). Les couches les constituant
sont généralement collées les unes aux autres avec de la résine époxy. Plus lourds et exposés à la
fatigue du métal, les alliages d’aluminium et d’acier sont en principe utilisés uniquement sur les
éoliennes de très petite taille.35
1.3.3 La vitesse spécifique
Un paramètre de base ayant trait au dimensionnement des pales est le rapport de vitesse λ (tip speed
ratio), . Il s’agit du quotient de la vitesse de l’extrémité des pales (U) par la vitesse du vent non
perturbé en amont du rotor (V). Par exemple, si un vent de 10 m/s souffle sur une turbine et que
l’extrémité de ses pales tourne à une vitesse de 70 m/s, la vitesse spécifique sera de 70/10 = 7. Ces
valeurs déterminent la charge des pales :
33
Albrecht Tiedemann, RENAC
34 Association mondiale de l’énergie éolienne, 2011
35 Association mondiale de l’énergie éolienne, 2011
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ReGrid: L’énergie éolienne
= U / V
Avec :
V = vitesse en amont du rotor (m/s)
U = vitesse périphérique des pales (m/s)
Le rapport de vitesse optimale varie selon le nombre de pales présentes sur le rotor d’une éolienne.
Plus ce nombre est réduit, plus la vitesse de rotation du rotor doit être élevée pour qu’un maximum
de puissance soit extrait du vent. Par exemple, Le rapport de vitesse des Western Wind Turbines aux
nombreuses pales est généralement de 1, tandis que celle des éoliennes à une seule pale est
d’environ 11. Les éoliennes typiques à trois pales possèdent quant à elles un rapport de vitesse de 6 à
7. Si Le rapport de vitesse est trop bas, par exemple si des pales de qualité inférieure sont utilisées,
l’éolienne aura tendance à ralentir. Sur les éoliennes verticales modernes, la vitesse périphérique des
pales se situe généralement entre 75 m/s et 150 m/s. En raison de la protection contre le bruit, des
vitesses supérieures à 75 m/s ne sont pas réalisées. Si le rapport de vitesse est trop élevé, le
tournoiement du rotor sera extrêmement rapide en cas de turbulence et l’extraction optimale de la
puissance du vent ne pourra avoir lieu. L’éolienne sera en outre soumise à de fortes contraintes et
exposée au risque d’effondrement.36
Le rapport de vitesse des éoliennes de type Savonius est toujours inférieure à 1 car leur
fonctionnement se base sur le principe de traînée. Leur vitesse de rotation est donc particulièrement
lente.
1.3.4 Les concepts de surveillance et de limitation de la puissance
Comme l’illustre l’équation P ~ v3, la puissance du vent augmente très rapidement lorsque sa vitesse
s’intensifie. Une vitesse du vent élevée pourrait exposer le rotor à une accélération trop importante :
son énergie de rotation serait alors supérieure à la puissance nominale de la génératrice électrique,
phénomène provoquant l’endommagement de cette dernière. Aussi, les éoliennes sont munies de
dispositifs de surveillance et de limitation de la puissance. Deux technologies sont appliquées :
Le pas variable (pitch-control);
Le pas fixe (stall-control).
Les pales à pas fixe sont montées à un angle fixe sur le moyeu. Cependant, la géométrie de la pale est conçue de façon à provoquer une turbulence derrière la pale lorsque le vent atteint une certaine vitesse : si cette dernière est trop élevée, l’écoulement d’air s’écarte de la surface de la pale et le transfert de la puissance du vent vers la pale est réduit.37
Le concept de pas variable a été élaboré de 1990 à 2000. Chacune des pales peut être
individuellement pivotée hors du vent ou face au vent. L’ajustement de l’angle d’inclinaison peut être
effectué par transmission mécanique (pour les systèmes à puissance de sortie inférieure à 100 kW),
36 REUK.co.uk, 2011
37 West Texas A&M University, 2011
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ReGrid: L’énergie éolienne
hydraulique (à partir de 300 kW) ou électrique (actionnement le plus courant, en particulier pour les
grandes éoliennes > 500 kW). Un contrôleur surveille en permanence la puissance de sortie de
l’éolienne. Lorsque le vent est trop fort, les pales sont pivotées hors du vent le long de leur axe –
généralement d’une fraction de degré seulement – ce qui réduit la portance aérodynamique. Ce
procédé permet au rotor de continuer de générer de la puissance à une capacité nominale, et ce
même si les vitesses du vent sont élevées.38 Les coefficients de performance diminuent et le
développement du couple est également limité au niveau du rotor.
Aujourd’hui le pas variable est très courant sur les éoliennes à raccordement au réseau ; celui-ci
occupe 90 % des parts du marché.
1.3.5 La courbe de puissance des éoliennes
Les deux graphiques suivants représentent les courbes de puissance d’une éolienne à pas variable et
d’une éolienne à pas fixe. Le vent une fois parvenu à la vitesse de démarrage, les deux éoliennes
commencent à générer de l’électricité. La puissance de chaque éolienne augmente avec rapidité et
lorsque la vitesse du vent s’approche de la vitesse nominale, la limitation de puissance est activée.
Dès que la puissance nominale de la génératrice est atteinte, la puissance de sortie de l’éolienne
cesse de croître. À partir de là, les éoliennes à pas variable voient leur courbe de puissance s’aplatir
ou presque ; celle des éoliennes à pas fixe varie. Dans les deux cas, les courbes ne dépassent jamais la
puissance nominale de la génératrice. Si la vitesse du vent devient trop élevée, les éoliennes
s’arrêtent automatiquement (vitesse de coupure). Une fois que la vitesse de coupure est atteinte, les
éoliennes à pas variable font pivoter leurs pales dans la direction de la girouette et les éoliennes à pas
fixe appliquent un freinage aérodynamique.
38
West Texas A&M University, 2011
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 13 : Courbe de puissance d’une éolienne contrôlée par calage variable de pale39
Illustration 14 : Courbe de puissance d’une éolienne à régulation par décrochage aérodynamique40
39
Suzlon (2010)
40 Markus Pöller et Oscar Amaya (2009)
Page 26 sur 49
ReGrid: L’énergie éolienne
Le graphique ci-dessous illustre la relation entre la courbe de puissance du vent (en bleu – axe des
ordonnées de gauche) et la courbe du coefficient de puissance (en rouge – axe des ordonnées de
droite) : sur cet exemple, l’éolienne fait pivoter les pales en position de fonctionnement à partir de la
vitesse de démarrage 2 m/s. De la puissance est alors générée. Le coefficient de puissance augmente
très rapidement pour atteindre sa valeur maximale de 0,48 ; après quoi, il reste constant sur des
vitesses de vents situées entre 7 m/s et 9 m/s. Au-delà de 9 m/s, l’éolienne commence à réduire le
coefficient de puissance en faisant tourner les pales de quelques degrés. Celles-ci se retrouvent alors
dans une position leur permettant de perdre une partie de la puissance du vent. Au-dessus de la
vitesse nominale du vent (13 m/s), l’éolienne fonctionne à une puissance nominale de 330 kW. La
puissance de sortie peut rester constante même si les vitesses du vent sont plus élevées car le
coefficient de puissance est réduit en continu jusqu’à 0,05. La vitesse de coupure avec un coefficient
de puissance nul n’apparait pas sur ce graphique.
Illustration 15 : Courbe de puissance et courbe de coefficient de puissance d’une éolienne de 330
kW41
1.3.6 La nacelle
La nacelle abrite toute la machinerie permettant le fonctionnement de l’éolienne. Devant être à
même de pivoter pour suivre la direction du vent, elle est fixée au mât par des roulements (voir le
chapitre sur le système d’orientation). La nacelle comporte le système de transmission constitué des
éléments suivants : l’arbre du rotor avec roulement, le multiplicateur (absent sur les éoliennes à
entraînement direct), le ou les freins, l’accouplement, la génératrice, l’électronique de puissance, le
système de refroidissement/de réchauffement et une petite grue.
41
Albrecht Tiedemann, 2011
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ReGrid: L’énergie éolienne
La tâche du multiplicateur est de faire correspondre les vitesses de rotation entre le rotor à
marche lente (18-50 T/min) et la génératrice à marche rapide (en général 1 500 T/min). Les
multiplicateurs possèdent ordinairement plusieurs étages leur permettant de s’adapter aux
différentes conditions de vent.
La génératrice de l’éolienne convertit l’énergie mécanique en énergie électrique. Une
distinction est généralement faite entre génératrices synchrones et asynchrones. Comme
mentionné plus haut, les génératrices annulaires multipolaires à marche lente n’ont recours à
aucun multiplicateur.
Il existe généralement deux types de freinage : les systèmes de freinage aérodynamique et les
systèmes mécaniques.
La disposition des composants à l’intérieur de la nacelle peut varier légèrement selon le fabricant.
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ReGrid: L’énergie éolienne
Illustration 86 : Éolienne sans multiplicateur 42
1 refroidisseur d’huile 6 grue 11 frein 16 cylindre de calage
2 refroidisseur d’eau 7 génératrice 12 fondation 17 contrôleur du moyeu
3 transformateur 8 accouplement à disques 13 roulement des pales 4 capteur de vent 9 dispositifs d’orientation 14 moyeu 5 convertisseur 10 multiplicateur 15 pale
Illustration 97 : Éolienne avec multiplicateur 43
42
www.enercon.de
43 www.vestas.com
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ReGrid: L’énergie éolienne
1.3.7 Génératrice et raccordement au réseau
Lorsque le développement de l’énergie éolienne raccordée au réseau en était encore à ses prémices,
les modèles de génératrice étaient relativement simples. Les génératrices asynchrones classiques
(génératrices de type 1) ou les génératrices asynchrones à rotor bobiné avec résistance rotorique
variable (génératrices de type 2) dominaient alors le marché. Aujourd’hui, en raison des exigences
spécifiques du code réseau, les génératrices asynchrones à double alimentation (génératrices de type
3) et les génératrices à pleine interface du convertisseur (génératrices de type 4) occupent une place
de plus en plus prépondérante.
Les génératrices de type 1 ont connu un grand succès commercial. Fiables et de conception simple,
elles se caractérisaient par leur solidité. En conséquence de la crise de l’énergie dans les années 80,
les fabricants danois ont acquis une vaste expérience en vendant un grand nombre d’éoliennes
équipées de ce type de génératrices aux États-Unis. Au début des années 90, les fabricants danois se
trouvaient à la tête du marché sur le segment des éoliennes de 150 kW à 300 kW. Les éoliennes
étaient à axe horizontal et possédaient un rotor à trois pales face au vent. Raccordées directement au
réseau, elles fonctionnaient à vitesse de rotor constante. Elles étaient munies d’un dispositif
d’orientation actif et leur puissance était limitée par décrochage aérodynamique.
Les génératrices de type 2 utilisaient une résistance externe et avaient déjà recours à un circuit
d’électronique de puissance (pont de diode et hacheur en CC). Pour éviter l’emballement du rotor et
réduire les charges mécaniques sur les pales et les composants de l’éolienne, une limitation de la
puissance de sortie était effectuée par la régulation de l’angle de calage des pales.44
Sur les génératrices de type 3, le stator de la génératrice asynchrone est directement raccordé au
réseau alors que l’enroulement du rotor triphasé est alimenté par l’électrique de puissance
(convertisseur) par l’intermédiaire de bagues d’entraînement. L’avantage de ces génératrices réside
dans le fait que le convertisseur présente une puissance nominale moindre par rapport aux
génératrices du type 4. La capacité du convertisseur représente environ 30 à 40 % de la puissance
totale de la génératrice. L’éolienne fonctionne à différentes vitesses de rotor et utilise un
multiplicateur.
Sur les génératrices de type 4, la quantité totale de la puissance générée est fournie au réseau par
l’intermédiaire d’un convertisseur. Le convertisseur de puissance convertit le courant alternatif (CA)
en courant continu (CC), et puis vice versa. La génératrice peut être adaptée à la vitesse du vent de
façon optimale. Certains fabricants choisissent de ne pas avoir recours au multiplicateur, ce qui
implique l’intervention d’une génératrice synchrone à faible vitesse et à grand nombre de pôles sur
les éoliennes sans multiplicateur, la vitesse nominale se situe généralement entre 10 T/min et 25
T/min.
Le raccordement au réseau des éoliennes et des parcs éoliens est effectué via un transformateur car
la tension de la génératrice est peu élevée. Les niveaux de tension des génératrices d’éolienne varient
ordinairement entre 120 et 3 300 volts. Un raccordement sur des réseaux à haute ou moyenne
tension requiert des niveaux de tension entre 30 000 et 380 000 volts. Les transformateurs
44
NREA (2006)
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ReGrid: L’énergie éolienne
permettent d’atteindre ces performances. Un convertisseur de petite taille raccorde l’éolienne au
réseau interne du parc éolien. Au point de couplage commun (PCC), un transformateur plus
important raccorde le parc éolien au réseau de distribution ou de transport.
Illustration 108 : Modèles de génératrices : type 1 – génératrice asynchrone classique ; type 2 – génératrice asynchrone à rotor bobiné avec résistance rotorique variable ; type 3 – génératrice asynchrone à double alimentation ; type 4 – pleine interface du convertisseur45
Le tableau suivant récapitule quelles capacités de parcs peuvent être raccordées aux différents
niveaux de tension du réseau.
45
Laboratoire national sur les énergies renouvelables « WIND GENERATOR DEVELOPMENT » annexe V « MODEL VALIDATION OF WIND TURBINE GENERATOR », 2007
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ReGrid: L’énergie éolienne
Taille de l’éolienne ou capacité du parc éolien Niveau de réseau adapté au raccordement
Éoliennes de petite à moyenne taille, jusque ≈ 300 kW
Réseau basse tension (env. 1 kV)
Éoliennes de moyenne à grande taille, petits parcs éoliens, jusque ≈ 2 – 5 MW
Ligne de réseau moyenne tension (env. 1 à 35 kV)
Parcs éoliens onshore de moyenne à grande taille, jusque ≈ 10 – 40 MW
Réseau moyenne tension, poste de transformation haute tension (env. 1 à 35 kV)
Clusters de grands parcs onshore, jusque ≈ 100 MW
Réseau haute tension (env. 35 à 110 kV)
Grands parcs éoliens offshore, > 0,5 GW
Réseau extra-haute tension (env. 220 kV ou plus)
Tableau 6 : Raccordement d’éoliennes et de parcs éoliens aux différents niveaux de réseau46
1.3.8 Le système d’orientation
Pour permettre une conversion efficace de l’énergie cinétique du vent en énergie de rotation du
rotor, les éoliennes sont équipées d’un système s’adaptant à la direction du vent. L’ensemble de la
nacelle est mis en mouvement par des moteurs électriques constituant le système d’orientation.
Celui-ci modifie la position de la nacelle en fonction de la direction du vent mesurée à l’aide d’une
girouette en haut de la nacelle. Faisant figure d’exception, les éoliennes Savonius et Darrieus ne
possèdent pas de dispositif d’orientation.
1.3.9 Le mât
Le mât d’une éolienne est en béton, en métal ou en bois ; il peut également être fabriqué dans une
combinaison de ces matériaux.
Les plus grandes éoliennes possèdent une tour tubulaire en acier construite par sections. La plupart
de ces mâts sont généralement constitués de deux à quatre sections de 20 à 30 mètres chacune et
munies d’une bride aux deux extrémités. Elles sont assemblées par des boulons sur le site même.
Des tours en béton peuvent être dressées avec des tronçons tout spécialement conçus assemblés
directement dans le parc éolien. La fabrication des tronçons a, quant à elle, entièrement lieu dans
une usine de préfabrication du béton. Il est également possible de construire la tour entièrement sur
le site en ayant recours à un coffrage grimpant (la technique du « béton coulé sur place »). Les
travaux sont cependant fréquemment interrompus lorsque la température est trop basse (en hiver).
La construction des tours en treillis consiste à utiliser le matériau uniquement là où il est nécessaire
pour supporter la structure. Cette méthode permet de réduire le poids du mât. Par ailleurs, le coût 46
Albrecht Tiedemann, RENAC
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ReGrid: L’énergie éolienne
des matériaux est bien moindre que pour les tours tubulaires et les profils en acier sont aisément
transportables, en particulier en terrains complexes. Les besoins de maintenance et d’entretien
peuvent s’avérer relativement élevés car les nombreux profils en acier nécessitent des contrôles
réguliers.
L’inconvénient des tours en treillis ou des tours en béton coulé sur place réside dans le fait que leur
montage à même le site est plus long que la construction de tours tubulaires. En revanche, ces
solutions offrent un réel avantage en termes de transport.
L’implantation de parcs éoliens donne souvent lieu à de véritables défis logistiques car leurs
composants peuvent peser jusque plusieurs centaines de tonnes (par ex. la nacelle) et être très
volumineux (par ex. les pales, les mâts).
Sur les mâts hybrides, une tour segmentée en béton manufacturé est surmontée de sections
tubulaires en acier. Un tel modèle présente l’avantage d’un transport aisé par camions ordinaires, en
particulier dans les pays où le transport de tours en acier à large diamètre peut poser problème et où
les tronçons de béton peuvent être produits localement.
Les mâts tubulaires haubanés sont uniquement utilisés pour les petites éoliennes. Ils sont légers et
peuvent être dressés sans grue.
Si certaines éoliennes possèdent un ascenseur, toutes sont munies d’escaliers.
La hauteur du mât dépend beaucoup de facteurs économiques, de la ressource éolienne et du
modèle d’éolienne prévu. Il semble évident que les grandes turbines munies de longues pales
requièrent de hauts mâts. Mais de telles tours permettent également d’exploiter des vitesses des
vents plus fortes, et donc d’atteindre un rendement énergétique plus élevé. Pour déterminer la taille
optimale, il faut prendre en compte
le coût de fabrication au mètre,
la variation du vent local en fonction de l’altitude à partir du sol (en cas de forte rugosité, une
tour élevée sera plus avantageuse),
les revenus générés par l’électricité supplémentaire produite à une hauteur plus élevée.
Les fabricants optent souvent pour une hauteur de mât correspondant au diamètre du rotor. Et d’un
point de vue esthétique, beaucoup trouvent une éolienne plus harmonieuse si la hauteur de son mât
est approximativement équivalente au diamètre de son rotor.47
1.3.10 Fondation du mât
La fondation doit garantir la stabilité de l’éolienne. En fonction de la consistance du sol, il existe
différents modes de construction.
Sur la terre ferme, le type de fondation le plus fréquent est une vaste dalle de béton sous terre
constituant le socle de l’éolienne (dalle de fondation ou fondation superficielle). Une fondation à
47
Association danoise de l’industrie éolienne
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ReGrid: L’énergie éolienne
pieux enfoncés dans le sol est également possible, en particulier si le sous-sol manque de
consistance. Des ancrages spécifiques implantent la fondation de l’éolienne dans le sol. Leur longueur
dépend de la stabilité du sous-sol et des paramètres techniques de l’éolienne (poids, hauteur de la
tour – la longueur peut atteindre 30 mètres).
Pour les parcs offshore48, on a recours à des caissons de fondation en béton placés sur le fond marin.
Extrêmement lourds, leur stabilité est telle qu’ils ne requièrent aucun autre système de fixation.
Les fondations à trépied sont constituées de trois pieux en acier ancrant le mât dans le fond marin.
Chaque pieu est fixé dans le sol avec des « clous » longs de 10 à 30 mètres.
La fondation par aspiration (fondation « bucket ») consiste en une structure cylindrique en acier à
fond ouvert placée sur le sol marin puis vidée par pompage : la pression élevée s’appliquant à
l’extérieur presse la jupe à l’intérieur du sol.
Le monopilot d’acier est un pieu unique enfoncé sur 10 à 30 mètres de profondeur dans le sol marin.
Illustration 119 : Fondation par caisson, à monopilot, jacket et à trépied des éoliennes offshore49
48
Pour obtenir davantage d’informations sur l’énergie éolienne offshore, consulter la page : http://www.alpha-ventus.de/index.php?id=80
49 Source : Institut Offshore Windenergie, « fascination offshore », www.offshore-stiftung.de, exposition, 2010
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ReGrid: L’énergie éolienne
1.3.11 L’éolienne à axe vertical
Les éoliennes Savonius et Darrieus sont des modèles à axe vertical. Basé sur le principe de la traînée,
le fonctionnement des Savonius est similaire à celui d’un anémomètre à coupelle (illustration ci-
dessous). Le rendement des éoliennes Savonius est généralement bas. Environ 15 % de la puissance
éolienne atteignant le rotor est transformée en énergie mécanique de rotation – cette quantité est
très inférieure aux performances de l’éolienne Darrieus qui, au lieu de la traînée, exploite l’effet de
portance.
Les éoliennes Savonius conviennent difficilement aux grandes puissances électriques ; elles sont
cependant utiles pour la génération d’électricité domestique à petite échelle, en particulier dans les
zones en proie à de fortes turbulences. Elles sont davantage adaptées à des applications réclamant
une vitesse de rotation lente et un couple élevé, tel le pompage de l’eau ou la mouture du grain. 50
Illustration 20 : Rotor de Savonius51
1.3.12 Normes et standards
Au cours des dernières décennies, un nombre considérable de normes et de standards ayant trait à
l’énergie éolienne a été élaboré. La série CEI 61400 est la plus importante, en particulier pour les
éoliennes et les parcs éoliens. Elle définit les exigences de conception des petites et grandes
éoliennes ainsi que des éoliennes offshore, les techniques de mesure du bruit acoustique, la
déclaration de niveau de puissance acoustique et la tonalité, les mesurages de rendement
énergétiques pour les éoliennes isolées et pour les parcs éoliens, le mesurage et l’évaluation des
caractéristiques de qualité de puissance des éoliennes connectées au réseau, la protection contre la
foudre, les essais de conformité, la certification ainsi que la communication pour la surveillance et la
commande des centrales éoliennes. Aujourd’hui, tous les grands fabricants d’éoliennes livrent des
éoliennes testées sur site d’essai. Aussi, leurs courbes de puissance peuvent être basées sur des
valeurs mesurées.
50
REUK.co.uk : « Savonius Wind Turbines » http://www.reuk.co.uk/Savonius-Wind-Turbines.htm, téléchargement 2011
51 Albrecht Tiedemann, RENAC
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ReGrid: L’énergie éolienne
Pour garantir une qualité supérieure, les développeurs responsables de la conception de parcs éoliens
doivent avoir exclusivement recours à des pièces testées et homologuées conformément au standard
CEI 61400 par une institution indépendante accréditée selon la norme ISO/CEI 17025:2005.
À propos du raccordement au réseau des éoliennes ou du parc éolien, des organismes indépendants
tels la Commission électrotechnique internationale (CEI), le Comité européen de normalisation en
électronique et en électrotechnique (CENELEC), l’Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens
(IEEE) ou l’Institut américain de normalisation (ANSI) ont élaboré des standards sur des thèmes
spécifiques tels le raccordement d’installations fluctuantes sur les réseaux à moyenne, haute et extra-
haute tension (CEI 61000-3-7), les caractéristiques de tension de l’électricité fournie par les systèmes
de distribution publiques (EN 50160), l’interconnexion des ressources distribuées aux réseaux
d’approvisionnement en électricité (IEEE 1547) ou la norme CEI 61400 partie 21 déjà mentionnée qui
établit les standards de mesurage et d’évaluation de qualité de puissance des éoliennes connectées
au réseau.
En ce qui concerne plus particulièrement l’intégration au réseau des éoliennes, de nombreux
exploitants de systèmes de transmission ou de distribution ont publié des standards portant sur le
raccordement des éoliennes au réseau. Ces codes réseau définissent le comportement en conditions
d’exploitation normales, la qualité de puissance, les restrictions opérationnelles et les exigences en
cas de réactivation de la génération après une déconnexion du réseau. À titre d’exemple, on peut
citer ici les codes réseau allemands sur les ressources renouvelables connectées au réseau de
transport à haute tension et les codes relatifs au raccordement au réseau de distribution moyenne et
basse tension. L’Association européenne de l’énergie éolienne encourage une harmonisation – au
moins à l’intérieur de l’Union européenne – des codes réseau qui permettrait de réduire les frais de
développement des éoliennes.
Des sociétés indépendantes, tels German Lloyd Wind Energy GmbH (GL), Det Norske Veritas (DNV) ou
le Deutsches Institut für Bautechnik (DIBt), ont émis des régulations complémentaires. Ces règles
comportent des hypothèses de charge pour la conception des composants de convertisseurs
d’énergie éolienne, des directives pour la conception d’éoliennes ou des réglementations spécifiques
aux sites portant sur le mât et les fondations. Il est primordial de toujours vérifier les règlementations
en vigueur du pays d’implantation.
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ReGrid: L’énergie éolienne
Partie Contenu de la norme CEI 61400
-1 Exigences de conception des grands aérogénérateurs
-2 Exigences de conception des petits aérogénérateurs
-3 Exigences de conception des aérogénérateurs en pleine mer
-11 Technique de mesure du bruit acoustique
-12-1 -12-2 -12-3
Mesure du rendement énergétique Rendement énergétique basé sur l’anémométrie de la nacelle Essai sur le rendement énergétique des parcs éoliens
13 Mesure des charges mécaniques
14 Déclaration de niveau de puissance acoustique apparent et valeurs de tonalité
21 Mesure et évaluation des caractéristiques de qualité de puissance des éoliennes connectées au réseau
22 Essais de conformité et certification
23 Essais à grande échelle des pales de rotor
24 Protection contre la foudre
25 Communication pour la surveillance et la commande des centrales éoliennes
Tableau 7 : Série de standards CEI 61400 pour les éoliennes et les parcs éoliens
Même s’il s’agit de phénomènes rares, les rafales et les charges extrêmes qu’elles entraînent doivent
être prises en considération lors de la conception. La vitesse moyenne du vent, les turbulences et la
vitesse du vent maximum sur 50 ans sont également des paramètres dont il faut tenir compte. La
norme CEI 61400-1 distingue quatre classes d’éoliennes :
Classes d’éoliennes**) I II III IV
Vitesse de référence du vent (m/s) 50 42,5 37,5 30
Vitesse moyenne annuelle du vent (m/s) 10 8,5 7,5 6
Vitesse extrême récurrente sur 50 ans (m/s) 70 59,5 52,2 42
Vitesse extrême récurrente sur 1 an (m/s) 52,5 44,6 39,4 31,5
**) Il existe d’autres catégorisations en classes de turbulence élevée / faible
Tableau 8 : Les classes d’éoliennes selon la norme CEI 61400-1
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ReGrid: L’énergie éolienne
1.4 La planification et la conception des parcs éoliens
Objectifs pédagogiques :
Apprendre à calculer le rendement énergétique d’une éolienne spécifique à partir de
mesures de vitesse du vent
Apprendre les notions de facteur de capacité et d’heures à pleine charge et apprendre à les
calculer
Apprendre les principes de base pour la sélection d’un site à même d’accueillir un parc éolien
Apprendre les notions d’effet stroboscopique et de production de bruit
Apprendre les voies d’élimination des composants d’un parc éolien
1.4.1 Générales
La phase de planification comporte généralement trois étapes : les investigations initiales, l’étude du
site et la planification en tant que telle.
Au cours des investigations initiales, une étude de faisabilité portant sur le site sélectionné est
réalisée. L’estimation des conditions de vent, du rendement énergétique, de l’aménagement du parc
éolien et la connaissance de la conjoncture locale sont des aspects majeurs de la planification
technique.
Dans le cadre de la conception d’un parc éolien, il est nécessaire de disposer d’informations fiables
quant à la puissance du vent à prévoir et au rendement énergétique de chaque éolienne afin d’être
en mesure d’en calculer la viabilité économique. Outre les informations propres aux ressources, des
facteurs environnementaux influencent également l’aménagement du parc. Les émissions sonores,
l’effet stroboscopique ou l’impact visuel peuvent avoir une influence majeure dans la détermination
du nombre d’éoliennes, de leur puissance nominale ou de la distance les séparant des habitations
voisines.
1.4.2 Calcul du rendement énergétique
Le calcul de la production énergétique annuelle d’une ferme éolienne nécessite un nombre important
d’informations. Mais deux paramètres sont fondamentaux. Le premier est la distribution de la vitesse
du vent sur le site prévu ; le second, la courbe de puissance des éoliennes.
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ReGrid: L’énergie éolienne
Ei = Pi(vi) x ti
Avec :
ti = durée des vitesses du vent pour la classe de vent [h, heures]
Ei = rendement énergétique de la classe de vent [Wh, watt-heures]
Pi(vi) = puissance de la classe de vent vi sur la courbe de puissance de l’éolienne [watt ; joule
par seconde]
E = E1 + E2 +…+ En
E = rendement énergétique annuel [Wh]
Si plusieurs éoliennes sont implantées, elles s’influencent négativement les unes les autres : le
rendement énergétique à l’intérieur d’un parc éolien est donc inférieur à celui d’une turbine isolée
(effet de sillage). La disponibilité des éoliennes tout comme les interruptions du raccordement au
réseau figurent parmi les autres paramètres à prendre en compte. Les pertes sur le réseau électrique
interne du parc éolien ne doivent elles non plus pas être négligées. Des outils logiciels viennent en
aide aux développeurs de parcs éoliens. La production énergétique annuelle au point de couplage
commun est généralement calculée de la manière suivante :
Production énergétique annuelle [Wh] = Rendement énergétique de la ferme éolienne [Wh]
x Pourcentage des pertes du réseau interne [%] x Disponibilité des éoliennes [%] x
Disponibilité de la connexion au réseau [%]
Des outils professionnels tels WAsP, WindPro, Windfarmer, WindSim, OpenWind et HOMER peuvent
être utilisés pour le calcul du rendement énergétique.
1.4.3 Le facteur de capacité et les heures à pleine charge
Le facteur de capacité et les heures à pleine charge décrivent la performance d’une éolienne ou d’un
parc éolien entier. Ils représentent une mesure de la productivité d’un objet pendant une certaine
période sur un site spécifique. Ces deux paramètres prennent en compte la quantité d’énergie
générée. La période porte ordinairement sur un an (durée d’une période = 8 760 heures). Ils
expriment la qualité de la ressource « vent » en combinaison avec celle de la technologie employée et
sa disponibilité.
La vitesse du vent n’atteignant pas toujours la vitesse du vent nominale propre à l’éolienne et cette
dernière ne fonctionnant pas continuellement à sa puissance nominale, le facteur de capacité est non
dimensionnel et toujours inférieur à 1. De ce fait, la quantité totale d’énergie générée est toujours
inférieure à la quantité maximale théorique pouvant être générée par l’éolienne ou le parc éolien. Le
calcul du facteur de capacité et des heures à pleine charge requiert les données suivantes :
Quantité d’énergie générée par l’éolienne pendant une certaine période
Quantité d’énergie maximale théorique que l’éolienne générerait si le vent soufflait
invariablement à sa vitesse nominale – la turbine serait alors techniquement disponible en
permanence (on ne présume aucune interruption due aux travaux de maintenance ou de
réparation).
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ReGrid: L’énergie éolienne
Il est possible d’obtenir le facteur de capacité en divisant la totalité de l’énergie produite pendant une
période par la génération d’énergie maximale théorique ou par la puissance nominale de l’éolienne
multipliée par la durée de la période :
Les heures à pleine charge permettent elles aussi d’analyser la performance d’une éolienne ou d’un
parc éolien sur un site spécifique. L’unité alors employée est généralement l’heure/an. La valeur
maximum théorique (si l’éolienne fonctionne toute l’année à puissance nominale) serait de 8 760 h/a.
Mais la vitesse du vent n’est pas toute l’année aussi forte. Le nombre d’heures à pleine charge des
éoliennes varie de 500 h/a sur les sites peu adaptés (par ex. les éoliennes mal situées et exposées à
des vents faibles) à 4 500 h/a sur les sites très bien exposés (par ex. en mer ou sur le littoral).
1.4.4 Étude de configuration du site
Pour concevoir un parc éolien, il est nécessaire de disposer d’informations sur la ressource éolienne
locale ainsi que sur les aspects techniques et écologiques généraux dominant le contexte économique
et l’acceptation du parc éolien. Les paramètres évoqués ci-dessous sont souvent déjà pris en compte
par les autorités de planification lorsqu’elles établissent et publient les cartes des régions adaptées au
développement de l’énergie éolienne. Si de telles cartes n’existent pas pour le site prévu, les
planificateurs du projet doivent analyser les aspects suivants52 :
Raccordement au réseau : capacité de raccordement au réseau, distance par rapport au point
de couplage au réseau électrique approprié
Accès au site : capacité des voies d’accès locales à faciliter la construction et le transport sur
le site de la machinerie volumineuse et des grands composants
52
Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin
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ReGrid: L’énergie éolienne
Utilisation des sols : informations sur le propriétaire du site prévu pour les éoliennes, le poste
de transformation, les câbles et l’espace requis par les grues et tout autre équipement
pendant la phase de construction et, par la suite, les travaux de réparation
Conditions du sol, notamment sa stabilité et la présence de cours d’eau
Interférence avec le trafic aérien et la radiodiffusion/télédiffusion
Environnement : impacts environnementaux locaux, incluant le bruit et l’effet
stroboscopique, l’impact du projet sur le patrimoine naturel, les questions liées à l’impact
visuel des éoliennes, des postes de transformation et des voies d’accès (taille, ampleur,
configuration et visibilité du projet dans certaines zones)
Élimination des déchets/des matériaux excédentaires provenant de la construction/de
l’aménagement du site et considérations quant à la mise hors service
1.4.5 Effet stroboscopique
Lorsque le soleil est bas sur l’horizon, une éolienne, comme toute autre structure élevée, projette de
longues ombres sur le terrain qui l’entoure, en particulier après l’aube et avant le coucher du soleil.
Parfois, les pales d’une éolienne projettent une ombre sur la fenêtre d’une maison voisine et leur
rotation semble couper la lumière en morceau. On parle alors d’effet stroboscopique. Ce phénomène
court se produit uniquement lorsque plusieurs conditions spécifiques sont réunies. Par exemple si :
l’orientation du soleil est perpendiculaire, ou presque, à l’orientation du rotor et
l’éolienne se situe directement entre le soleil et l’habitation concernée et
la vitesse du vent est supérieure à la vitesse de démarrage de la turbine (pour garantir la
rotation des pales).
Il est possible d’éviter ou de réduire l’effet stroboscopique en sélectionnant le site avec précaution et
en étant particulièrement vigilant lors de la conception et de la planification. Des logiciels de
conception sont à même de calculer et de quantifier cet effet pour différents aménagements de parc
éolien. Ces résultats peuvent être mis à profit pour évaluer et réduire la probabilité de survenance de
l’effet stroboscopique.53
1.4.6 Le bruit
Le fonctionnement des éoliennes implique la production de bruit mécanique et aérodynamique. Le bruit mécanique est dû au fonctionnement des composants mécaniques de l’éolienne à l’intérieur de la nacelle (génératrice, multiplicateur et autres éléments en rotation du système de transmission). Le bruit aérodynamique est quant à lui influencé par divers facteurs tels la forme des pales, la vitesse spécifique, la vitesse du vent, le passage des pales devant le mât et la turbulence du vent en face des pales. Le bruit aérodynamique résulte généralement du mélange d’un grand nombre de fréquences
53
Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin
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ReGrid: L’énergie éolienne
différentes (large bande) et peut présenter un caractère rythmique. Le bruit mécanique d’une éolienne est de nature tonale. Le bruit de l’éolienne augmente avec la vitesse du vent, mais lorsque ce dernier est particulièrement fort, son propre bruit masque en grande partie celui de l’éolienne. Le bruit provenant des éoliennes est davantage émis dans certaines directions que dans d’autres, les secteurs sous le vent étant sujets aux niveaux de bruit les plus élevés. 54
Il existe diverses mesures favorisant la diminution des émissions sonores, par exemple l’adoption de
mâts tubulaires à la place de mâts en treillis, le fonctionnement à vitesse variable et la réduction des
vitesses spécifiques (associée à un modèle à 3 pales plutôt qu’à 1 ou 2 pales). Il est également
possible de réduire le bruit mécanique en optant pour un multiplicateur perfectionné, un système à
entraînement direct sans multiplicateur ou le recours à des techniques anti-vibratoires. 55
Il est essentiel de concevoir attentivement l’aménagement du parc afin d’obtenir l’acceptation publique dans les zones sensibles au bruit. Ces dernières incluent toute habitation occupée, les hôtels, les infrastructures médicales, les sites à caractère pittoresque ou les espaces régulièrement utilisés dans le cadre d’activités de détente ou autres. 56
Des limites d’émission acoustique distinctes sont appliquées pendant la nuit et en journée. En
général, aucun problème majeur d’ordre acoustique n’est à prévoir si au moins 1 000 mètres séparent
une propriété sensible au bruit de la prochaine éolienne.
1.4.7 La mise hors service
Lorsqu’une éolienne arrive à là fin de la durée de vie, il revient au propriétaire du champ éolien de la
mettre hors service et de remplir les exigences légales. Généralement, la responsabilité du fabricant
prend fin au moment de la livraison du produit et de la mise en service. À l’heure d’aujourd’hui, il
n’existe encore aucune législation européenne régissant le recyclage des composants d’une éolienne
et ce sont les réglementations nationales qui définissent les responsabilités de chacun. Le tableau
suivant répertorie les filières de recyclage des éléments d’un parc éolien.
54
Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin
55 Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin
56 Ministère irlandais de l’environnement, du patrimoine et des collectivités locales, 2006, Dublin
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ReGrid: L’énergie éolienne
Composant Matériau Voies d’élimination possible
Fondation Béton, acier Matériaux recyclables et de construction
Système de transmission
Fonte, lubrifiants (acier) Recyclage ou retraitement
Mât Acier, béton Métal à recycler / matériau de construction
Génératrice Fonte, cuivre, composants électroniques
Recyclage ou retraitement
Composants électroniques
Câbles, tableau de distribution Recyclage, recyclage énergétique
Nacelle Métaux, composants fibreux Recyclage (métaux), incinération
Pales Composants fibreux, âme de la structure sandwich
Incinération, recyclage des fibres
Tableau 9 : Filières de recyclage des éléments d’un parc éolien57
57
Albrecht Tiedemann, RENAC
43
Wind Energy Basics
Abréviations
A = facteur d’échelle dans l’équation de Weibull
CA = courant alternatif
ANSI = Institut américain de normalisation
Btu = British thermal unit (unité d’énergie anglo-saxonne)
CEEO = convertisseur d’énergie éolienne (identique à EO)
CEI = Commission électrotechnique internationale
CENELEC 0 = Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens
CC = courant continu
Dévst = déviation standard
DIBt= Deutsches Institut für Bautechnik
DIE = Déclaration d’impact environnemental
DNV = Det Norske Veritas
EIE = Étude d’impact environnemental
EO = éolienne
GL = German Lloyd Wind Energy GmbH
GWh = gigawatt (109 W)
GWh = gigawatt-heure (109 Wh)
h = heure
hi (vi) = durée de la classe de vitesse du vent i [s] dans l’équation Weibull
Hz = hertz
I = turbulence de la vitesse du vent
IEEE = Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens
J = joule
K = facteur de forme [non dimensionnel] dans l’équation de Weibull
km = 1 000 m, kilomètre
kW = kilowatt (103 W)
kWh = kilowatt-heure (103 Wh)
LD = ligne distribution éolienne
m = mètre
44
Wind Energy Basics
Moy. = vitesse moyenne du vent
mph = mille par heure
Mtep = million de tonnes équivalent pétrole
MW = mégawatt (106 W)
MWh = mégawatt-heure (106 Wh)
n = nombre d’échantillons
PCR = point de couplage au réseau
PW = pétawatt (1015 W)
PWh = pétawatt-heure (1015 Wh)
s = seconde
SCADA = Supervision Control and Data Acquisition (système de télésurveillance et d’acquisition des
données)
TW = térawatt (1012 W)
TWh = térawatt-heure (1012 Wh)
V10min = vitesse moyenne du vent sur 10 minutes
vi = classe de vitesse du vent i [m/s]
W = watt
ZIV = zone d’impact visuel
ZPS = zone de protection spéciale
ZSC = zone spéciale de conservation
ZVT = zone de visibilité théorique
Unités :
1 kg = 1 000 g
1 nœud = 0,514444 m/s
1 kWh = 3 412,14 Btu
1 kWh = 3 600 000 J
1 kWh = 3,6 MJ
1 m/s = 1,94385 nœuds
1 m/s = 2,23694 mph
45
Wind Energy Basics
1 m/s = 3,6 km/hr
1 mph = 0,44704 m/s
1 t [tonne] = 1 000 kg
Index des termes clés
Anémomètre :
Dispositif attaché à un mât afin de mesurer la vitesse du vent sur un site donné. Les mâts
anémométriques sont généralement des structures élancées fixées au sol par des haubans.
Cadrage :
Identification des facteurs à analyser au cours d’une étude d’impact environnemental précise.
Classe de puissance éolienne :
Système destiné à évaluer la qualité des ressources éoliennes d’une zone géographique.
Coefficient de performance CP :
Une valeur sans dimension exprimant le coefficient de la puissance capturée par l’éolienne et
introduite dans le réseau. Il permet de mesurer l’efficacité de l’éolienne.
Contrôle à calage variable de pale :
Limitation de la puissance grâce au pivotement de la pale sur son axe horizontale. Les rotors à
contrôle à calage variable de pale fonctionnent généralement à vitesses variables.
Courant :
Vitesse à laquelle l’électricité traverse un conducteur ; mesuré en ampères (A).
Courbe de puissance :
Graphique représentant la puissance de sortie d’une éolienne en fonction de la vitesse du vent. Il
s’agit d’un des principaux critères permettant de déterminer l’éolienne convenant de façon optimale
aux conditions de vent spécifiques d’un site sélectionné.
Décibel (dB ou dB(A)) :
Mesure d’un son, échelle permettant d’exprimer les niveaux de puissance et de pression acoustiques.
Lors de la mesure du bruit ambiant, un réseau de pondération filtrant la fréquence sonore est utilisée
et le résultat est exprimé en dB(A). Un « décibel pondéré A » est une mesure du niveau de bruit total
des sons sur la plage de fréquences audibles (20Hz-20kHz) avec une pondération fréquentielle A (ou
« pondération A ») pour compenser les variations de sensibilité de l’oreille humaine aux sons
présentant différentes fréquences. L’échelle des décibels est une échelle logarithmique.
Déclaration d’impact environnemental (DIE) :
Le rapport résultant de l’étude d’impact environnemental. Il vise à anticiper tous les impacts
environnementaux importants liés à un projet proposé avant sa mise en œuvre ou le début des
constructions et spécifie les mesures devant être appliquées afin que ces impacts soient éliminés ou
réduits à un niveau acceptable.
46
Wind Energy Basics
Diamètre du rotor :
Il s’agit du diamètre du cercle balayé par le rotor. En règle générale, doubler le diamètre du rotor
permet de multiplier par quatre la puissance de sortie nominale d’une éolienne.
Effet stroboscopique :
Effet intermittent provoqué par la projection d’ombres lorsque les pales de l’éolienne traversent la
lumière du soleil. Sa manifestation dépend de la position géographique et du moment de la journée.
Étude d’impact environnemental (EIE) :
Étude destinée à apprécier les impacts environnementaux d’une implantation/d’un projet proposé(e)
avant sa réalisation.
Facteur de capacité :
Mesure de la productivité d’une éolienne prenant en compte la production maximum théorique
d’énergie.
Facteur de disponibilité :
Le pourcentage de la durée pendant laquelle l’éolienne est à même de fonctionner et n’est pas hors
service pour cause de maintenance ou de réparation. Il est également possible de calculer la
disponibilité par rapport à la quantité totale d’énergie pouvant théoriquement être générée.
Hauteur du moyeu :
Hauteur d’une tour d’éolienne à partir du sol jusqu’à l’axe médian du rotor.
Hertz (Hz) :
Unité de fréquence d’un son en cycles par seconde. La fréquence détermine par exemple la hauteur
d’un son.
KWh (kilowattheure) :
Unité d’énergie mesurant la quantité de puissance produite ou utilisée sur un intervalle d’une heure.
Limitation de puissance :
La limitation de puissance permet d’empêcher toute accélération de l’éolienne au-delà de la vitesse
prévue lors de sa conception.
Nacelle :
Enveloppe abritant toute la machinerie de l’éolienne. Elle est montée au sommet du mât.
Niveau de bruit résiduel :
Mesure de l’intensité sonore déjà présente sur le site en l’absence de production d’énergie éolienne.
Niveau de pression acoustique :
Mesure du niveau de bruit à un récepteur (riverains des parcs éoliens, microphone). L’unité de
mesure du son est le décibel (dB) et (dB(A)).
Niveau de puissance acoustique :
Évaluation de la capacité d’une source à produire un bruit (intensité de la source). La norme CEI
61400-11 réglemente la mesure du bruit des éoliennes. L’unité de mesure du son est le décibel (dB).
47
Wind Energy Basics
Normes CEI :
Directives définies par la Commission électrotechnique internationale (CEI) portant sur
l’homologation
Multiplicateur :
Dispositif permettant d’adapter la vitesse du rotor à celle de la génératrice. Des engrenages
cylindriques ou planétaires permettent d’atteindre différents étages.
Production d’énergie annuelle :
Énergie totale produite par une éolienne au cours d’une année.
Puissance de sortie :
Quantité de puissance produite par l’éolienne à une certaine vitesse.
Puissance nominale :
Puissance d’une éolienne à une vitesse nominale du vent.
Puissance nominale du vent :
La vitesse du vent à laquelle l’éolienne délivre sa puissance nominale.
Régulation de l’orientation :
Dispositif permettant à la nacelle de changer de direction pour faire face au vent.
Régulation par décrochage aérodynamique :
Limitation de la puissance grâce au décollement des filets d’air de la surface de la pale. Les rotors à
régulation par décrochage aérodynamique fonctionnent généralement à deux vitesses.
Rendement de référence :
Énergie produite pour une vitesse moyenne du vent de 5,5 m/s à 30 mètres de hauteur et une
distribution de Rayleigh des vitesses du vent avec un facteur de forme k = 2 et une longueur de
rugosité Z0 = 0,1 m.
SCADA :
Système de télésurveillance et d’acquisition des données (Supervision Control and Data Acquisition)
chargé de surveiller, collecter, emmagasiner et analyser des données d’exploitation.
Sites Natura 2000 :
Ensemble des sites européens appartenant au réseau Natura 2000. Celui-ci regroupe des sites
abritant des habitats et espèces protégés à travers l’UE. Il peut s’agir de Zones de protection spéciale
ou de Zones spéciales de conservation.
Tension :
Mesure de la différence de potentiel électrique entre deux points ; elle est généralement exprimée en
volts (V).
Vitesse de coupure :
Vitesse du vent à laquelle l’éolienne interrompt automatiquement la rotation des pales et se place
perpendiculairement au vent afin d’éviter d’être endommagée.
48
Wind Energy Basics
Vitesse de démarrage :
Vitesse du vent nécessaire pour la mise en mouvement des pales de l’éolienne et la production de
l’électricité.
Zone de protection spéciale (ZPS) :
Zone protégée par la Directive Oiseaux (79/409/CEE), abritant des espèces d’oiseaux listées dans
l’Annexe I de la Directive, notamment des concentrations internationalement importantes d’oiseaux
migrateurs et d’oiseaux d’eau. La désignation prend particulièrement en compte l’habitat de ces
espèces.
Zone de visibilité théorique (ZVT) :
Les cartes réalisées ont une valeur purement théorique car elles évaluent l’exposition du projet en se
référant uniquement aux données de relief mais sans prendre en compte le masquage intermittent
dû à la végétation ou aux constructions. Les cartes ZVT évaluent la visibilité de l’implantation
proposée dans son environnement et non son « impact visuel ».
Zone d’impact visuel (ZIV) :
Il s’agit d’une représentation visuelle, généralement une carte portant inscriptions et dégradés de
couleurs, de la zone dans laquelle un site et/ou une implantation proposée est susceptible d’être
visible.
Zone spéciale de conservation (ZSC)
Zone protégée par la Directive Habitat (92/43/CEE), abritant des habitats ou des espèces rares,
vulnérables ou en voie de disparition listés (par ex. plantes, mammifères ou poissons), dans les
Annexes I et II de la Directive Habitat.
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