Scarabee 15 - Energies Renouvelables

Transcription

SCARABÉE
Bulletin de liaison du réseau
des exper ts de l’énergie décentralisée
N° 15 - juillet 2005
LE PETIT ÉOLIEN
DANS LES PAYS
EN DÉVELOPPEMENT
1. La ressource : le vent
2. La machine
et la transformation
du vent en électricité
3. Les systèmes éoliens, pour
un service rendu continu
4. Coût d’un système éolien
5. La disponibilité mondiale
des petits aérogénérateurs
en 2005
6. Retour d’expériences
de projets éoliens dans
les PED
7. L’avenir du petit éolien
dans les PED
Numéro spécial petit éolien
Éditorial
L’air et le vent…
La dernière livraison de ce numéro de Scarabée est consacrée presque exclusivement à l’énergie éolienne et à son
utilisation dans le cadre de l’électrification rurale décentralisée (ERD).
Nous n’aborderons donc pas le domaine des grandes
éoliennes qui poussent en Allemagne, en Espagne, au Danemark… mais aussi au Maroc, en Inde ou en Chine.
Ce numéro cherche, comme le précédent, à donner des
repères, aux maîtres d’ouvrage qui, dans la panoplie des
énergies disponibles, peuvent être tentés de faire appel au
gisement éolien.
L’idée est séduisante, c’est sûr, mais l’expérience montre
que, sans précaution ni méthode, l’enthousiasme laisse souvent place à la déception.
Mieux vaut alors disposer de la méthode, des clefs et des
adresses avant de se lancer dans l’exploitation de l’énergie
du vent et réussir son projet. Tel est l’objectif de ce numéro.
Yves Maigne,
directeur de la Fondation Énergies pour le Monde
Photos de couverture :
Photos d’ouverture :
- en haut : Levage d’un aérogénérateur Westwind de 20 kW à Exmouth en Grande Bretagne.
- en dessous à gauche : Ferme éolienne comportant un ensemble d’aérogénérateurs Vergnet
de type GEV 10/56, située à l’île des Pins en Nouvelle-Calédonie.
- en dessous à droite : Aérogénérateur Vergnet de petite puissance installé en Mauritanie.
En bas à gauche : Ferme éolienne dans les îles Cocos, constituée d’aérogénérateurs de 20kW Westwind.
Ce numéro de Scarabée est livré avec l’ouvrage : « Guide pratique du mécanisme pour
un développement propre et de son application à l’électrification rurale par énergies
renouvelables » (programme Reverse).
Éditeur
L’OBSERVATEUR DES ÉNERGIES RENOUVELABLES
146, rue de l’Université - 75007 Paris - www.energies-renouvelables.org
Tél. : 33 (0)1 44 18 00 80 – Fax : 33 (0)1 44 18 00 36
E-mail : [email protected]
Directeur de la publication : Alain Liébard
Rédacteur en chef : Yves-Bruno Civel
I m p re s s i o n : I m p r i m e r i e s d e C h a m p a g n e - D é p ô t l é g a l : 3 e t r i m e s t re 2 0 0 5 - I S S N : e n c o u r s
Sommaire
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
1.1.5. Les variations locales de vitesses de vent . . .5
1.2. La ressource éolienne des Pays en Développement .5
1.2.1. Documentation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
1.2.2. La mesure sur le site . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
1.1. Description générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
1.1.1. La puissance cinétique du vent . . . . . . . . . . . .3
1.1.2. La limite de Betz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
1.1.3. L’énergie du vent . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
1.1.4. Variations des vitesses annuelles
moyennes de vent . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
2. La machine et la transformation du vent en électricité
2.1. Principes de fonctionnement des aérogénérateurs
à axe horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.1.1. L’hélice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.1.2. Le générateur électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1.3. L’orientation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1.4. Le mât ou le support . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1.5. Régulation et contrôle de la vitesse
de rotation de l’hélice. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.2. Les équipements aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.2.1. Chargeurs de batterie d’accumulateurs . . . . . 8
2.2.2. Convertisseurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.2.3. MPPT (Maximum Power Point Tracking) . . . . 9
3. Les systèmes éoliens, pour un service rendu continu
3.1. Systèmes avec stockage évident,
accumulateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
. . . . . . . . . . . . . .6
. . . . . . . . . . . . . . . . .9
3.1.1. Systèmes simples, sans secours . . . . . . . . . . .9
3.1.2. Systèmes hybrides . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
4.1. Prix de quelques équipements éoliens . . . . . . . . .11
4.2. Évaluation simplifiée du prix de l’énergie
délivrée en systèmes isolés . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
4.2.1. Limites de l’évaluation . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
4.2.2. Hypothèses technico-financières . . . . . . . . .11
4.2.3. Présentation des résultats . . . . . . . . . . . . . . .11
5. La disponibilité mondiale des petits aérogénérateurs en 2005
. .13
5.3.2. Tentatives de comparaison . . . . . . . . . . . . . .13
5.4. Les options concurrentes (systèmes
photovoltaïques ou groupes électrogènes) . . . . . .14
5.1. Les constructeurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
5.2. Indicateurs de prix unitaires . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
5.3. Comparaison entre les différentes machines . . . .13
5.3.1. Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
6. Retour d’expériences de projets éoliens dans les PED
6.1. Inadéquation des projets . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
6.2. Insuffisance de l’entretien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
6.2.1. Exemple historique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
6.2.2. Courte vue des bailleurs . . . . . . . . . . . . . . . .15
. . . . . . . . . . . . . . .15
6.3. Observation générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
6.4. Recommandations issues des expériences
antérieures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
7. L’avenir du petit éolien dans les PED
7.1. Environnement énergétique . . . . . . . . . . . . . . . . . .16
7.1.1. Énergie primaire : le pétrole . . . . . . . . . . . . . .16
7.1.2. Les systèmes photovoltaïques . . . . . . . . . . . .16
7.2. Environnement technologique . . . . . . . . . . . . . . . .16
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16
7.2.1. Progrès technologiques
des aérogénérateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16
7.2.2. Progrès des outils de dimensionnement . . .18
8. Conclusion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19
Bulletin du réseau Scarabée, juillet 2005
1
Le petit éolien
dans les pays
en développement
Dans la perspective du lancement de la Facilité Énergie de l’Union européenne, Scarabée s’intéresse à l’énergie éolienne et aux aérogénérateurs. Il examine les conditions de son utilisation, les précautions à
prendre pour son développement. Authentique vademecum, ce numéro
sera utile aussi bien aux étudiants qu’aux ingénieurs, ainsi qu’à ceux
qui, sur le terrain, s’interrogent sur la mise en œuvre de ce type de
générateur d’électricité. Toutefois, le sujet, extrêmement vaste, a obligé
à limiter le contenu de ce numéro à la description des principes et des
règles à suivre aux seuls systèmes éoliens adaptés à des programmes
d’électrification rurale décentralisée dans les Pays en Développement
(PED). On le verra, des équipements éoliens peuvent être judicieusement utilisés comme source d’énergie de base pour assurer l’électrification de petits réseaux villageois. Les puissances éoliennes à mettre
en œuvre sont de l’ordre de quelques dizaines de kilowattheures, soit
des machines d’un diamètre de 15 à 20 mètres.
2
Faire appel à la ressource éolienne nécessite de bien connaître le gisement local.
Mais avant, un retour aux sources sur les principales caractéristiques du vent s’impose
pour bien comprendre l’étendue de la question du petit éolien.
1.1. Description
générale
La mise en œuvre de l’énergie éolienne consiste à capturer une partie
de l’énergie cinétique du vent. La
connaissance, d’une part des principes théoriques et, d’autre part des
règles de base visant à la sélection, ou
à l’exclusion de sites potentiels, est
fondamentale pour s’assurer de la
pertinence d’un projet faisant appel à
cette source d’énergie.
L’énergie récupérable dans le vent
varie, selon les sites, de 296 à 4 512
kWh/m2.an de la surface balayée par
l’hélice de l’aérogénérateur pour des
vitesses moyennes annuelles de vent
allant de 4 à 9 m/s. Cette énergie
annuelle présente des variations de
± 15 %.
En un point donné, il est très important de se souvenir que la vitesse
moyenne du vent augmente de façon
importante avec la hauteur, un vent
moyen de 5 m/s à 10 m de hauteur
devient 5,55 m/s à 20 m et 5,90 à 30 m,
soit respectivement 37 et 64 % de plus
d’énergie théoriquement récupérable.
Et puis la turbulence du vent est
un élément qui raccourcit considérablement la durée de vie des aérogénérateurs, tandis que les discontinuités de relief créent simultanément
des accélérations du vent et des turbulences.
1.1.1. LA PUISSANCE
CINÉTIQUE DU VENT
Le vent est la composante horizontale
du déplacement de l’air de l’atmosphère sous l’effet des différences de
pression. La puissance cinétique de
cet écoulement de vitesse P = 1/2 m
V2, où V est la vitesse du vent et m est
la masse d’air qui traverse la surface
pendant l’unité de temps, la seconde.
Elle est le produit de la masse spécifique de l’air ρ, par la composante de
1
sa vitesse, VS, perpendiculaire à la surface S, m = ρ S VS.
D’où, la puissance cinétique du vent :
P = 1/2 ρ S VS3.
Si l’on considère une surface de 1 m2,
une vitesse de vent de 10 m/s et la
masse spécifique standard de l’air à
l’altitude zéro, 1,225 kg/m3, la puissance cinétique spécifique du vent est
de 615 W/m2.
1.1.2. LA LIMITE DE BETZ
Aucun capteur d’énergie éolienne ne
peut avoir une efficacité de 100 % par
rapport à la puissance cinétique du
vent. Cela signifierait que la vitesse du
vent devient nulle à la sortie du capteur et que donc l’air s’y accumulerait.
Betz 1 a montré, vers les années 1920,
que le meilleur des capteurs, théoriquement, ne pourrait extraire que les
16/27 de la puissance cinétique du
vent. Dans le système d’unités utilisé,
la puissance maximale récupérable
dans le vent devient, pour les conditions standard : P (kW) = 0,37 S (m2) X
V3 (m/s).
Dans les conditions du paragraphe
précédent, la puissance spécifique
maximale que peut récupérer un capteur éolien pour un vent de 10 m/s
devient 370 W/m2.
1.1.3. L’ÉNERGIE DU VENT
Si l’on évoque des notions de puissance, il est fondamental de rappeler
que le commerce de l’électricité porte
sur l’énergie et non pas sur la puissance. Aussi, faudra-t-il, dans quelque
projet que ce soit, déterminer avec
autant de précision possible, l’énergie
susceptible d’être produite par un
aérogénérateur.
La période la plus commune d’observations des échanges énergétiques
est l’année, laps de temps particulièrement bien adapté à l’énergie éolienne dont la ressource, le vent, présente une périodicité marquée à
l’échelle de l’année. Aussi, l’énergie
annuelle que l’on pourra tirer d’un site
éolien sera l’intégration des puissances, fonctions du cube de la vitesse du vent, fournies par l’aérogénérateur tout au long de l’année.
Il ne faut jamais perdre de vue le
caractère stochastique de l’énergie
éolienne, c’est-à-dire son indétermination à court terme. Ainsi, toutes les
études pour établir et allonger la précision des prévisions de vitesse de
vent continuent d’achopper sur l’augmentation de l’imprécision au-delà
de quelques heures. Aussi est-il toujours impossible de dire quelle sera
la vitesse du vent à 5 % près dans
24 heures en un point déterminé.
L’écart augmente, bien entendu, à
48 heures d’échéance.
Le vent et sa vitesse sont des phénomènes extrêmement variables en
durée et en intensité et pour caractériser la vitesse du vent, on en définit
donc des vitesses moyennes, au pluriel puisque la valeur des moyennes
dépend de la période d’intégration.
La notion de vitesse moyenne est utilisée pour pouvoir classer les sites
éoliens et il ne faudra pas oublier que,
si la période d’observation de la vitesse moyenne est longue, une année
par exemple, cette notion peut cacher
des variations importantes.
La vitesse moyenne la plus utilisée, dont
on ne rappelle même plus la durée d’intégration, est la vitesse moyenne mesurée pendant 10 minutes. C’est d’ailleurs
la vitesse indiquée par les services
météorologiques. Elle résulte du calcul
de la moyenne arithmétique d’échantillons de vitesse mesurés au minimum toutes les 2 secondes pendant
10 minutes consécutives. C’est donc
la moyenne de 300 mesures au moins
et elle s’exprime, pour les techniciens
et dans ses applications à l’énergie
éolienne en m/s. Cependant, en météorologie francophone, elle s’exprime en km/h (10 m/s = 36 km/h).
Toutes les périodes d’observation
Albert Betz (1885-1968) : collaborateur du physicien allemand Ludwig Prandtl, il publia en 1926 sa loi dans « Wind-Energie ».
3
tion est, pour la plupart des sites, très
bien représentée par une application
de la loi statistique de Weibull.
Par exemple, le graphe n° 1 ci-dessous représente la distribution des
vitesses de vent pour deux sites ayant
la même vitesse moyenne annuelle,
8 m/s, pour le premier, représentatif
des zones côtières de latitude moyenne comme le littoral Ouest de l’Irlande
ou de l’Écosse, le facteur de forme du
spectre des vitesses de vent, k, est
égal à 2. Pour le second, représentatif
des zones d’alizés des régions tropicales, k est égal à 4.
Il est connu qu’il y a des zones du
intermédiaires entre 10 minutes et
une année sont cependant possibles :
le jour, la semaine, le mois, le trimestre, etc.
La notion de vitesse moyenne annuelle
de vent sur un site est précisée par la
notion de distribution des vitesses de
vent.
Pour connaître les caractéristiques
d’un site, il est ainsi nécessaire d’étudier la distribution temporelle des
vitesses de vent pendant une année
en répartissant les observations de
vitesses moyennes sur 10’ par classes
de vitesse de 1 m/s. Cette distribu-
globe très ventées et d’autres pas du
tout. La carte mondiale des vitesses
moyennes annuelles de vent (cf. carte
en 3è de couverture) va rassembler
ces informations dans leur globalité.
Les contours d’égales vitesses de vent
sont gradués en m/s. Les éléments qui
ont permis de réaliser cette carte sont
des mesures de vent de la période
1976-95.
Les mesures, ramenées à la hauteur
standard de 10 m au-dessus du sol, ne
sont significatives que pour des lieux
exempts de tout effet de turbulence
ou pour les zones boisées de l’influence de la canopée.
Graphe n° 1
nb d’heures par an
DISTRIBUTION DES VITESSES DE VENT , VITESSE MOYENNE = 8 m/s
1 600
1 400
k=2
1 200
k=4
1 000
800
600
400
200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
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11
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14
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16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32 33 34 35 36
vitesse de vent, m/s
Graphe n° 2
Cette carte montre, selon les graduations des contours, que les zones équatoriales continentales disposent de
vitesses moyennes de l’ordre de 1 m/s,
alors que des zones maritimes du sud
de l’océan Indien ont des vitesses
moyennes supérieures à 11 m/s.
Le document original est accessible
que le site Internet http://www.windatlas.dk, site géré par le Centre de
recherches de RISØ au Danemark.
Sur le graphe n° 2 ci-dessus, on a
représenté la distribution des énergies
récupérables en application de la loi
de Betz pour les deux gisements éoliens définis au paragraphe précédent.
Ce graphe montre que, pour deux
mêmes vitesses moyennes de vent,
8 m/s, le site dont le facteur de forme
est le plus petit, k = 2, est le plus énergétique. Cela est la conséquence de
la caractéristique cubique de la relaBulletin du réseau Scarabée, juillet 2005
4
tion entre la puissance éolienne et la
vitesse du vent.
Ainsi, pour une vitesse moyenne
annuelle de vent identique, mais pour
deux distributions différentes, les
énergies éoliennes surfaciques récupérables sont très différentes, comme
le montre le tableau n° 1 ci-contre.
1.1.4. VARIATIONS DES
VITESSES ANNUELLES
MOYENNES DE VENT
Comme tous les phénomènes météorologiques, la vitesse moyenne
annuelle du vent est variable, de
l’ordre de 10 %, soit 30 % en énergie
théoriquement récupérable.
Tableau n° 1 : Énergie récupérable selon la loi de Betz
Énergie annuelle théorique récupérable
par m2 de surface d’aérogénérateur, kWh
Vitesse moyenne annuelle
en m/s
4
396
k, facteur de forme
de la loi de Weibull
(k = 2 )
256
(k = 4)
1.1.5. LES VARIATIONS
LOCALES DE VITESSES
DE VENT
Par ailleurs, la vitesse du vent qui
pourrait être déduite d’une étude
générale en un point donné peut être
différente de façon très importante, en
valeurs moyennes par l’effet du gradient vertical, en valeurs instantanées
par les effets de la turbulence.
1.1.5.1. Le gradient vertical
de la vitesse du vent
et le relief
Le vent est un fluide qui s’écoule le
long d’une paroi, le sol, dont l’écoulement peut être modifié, ralenti, par
la présence et la qualité du revêtement de cette paroi jusqu’à une certaine hauteur au-dessus de celle-ci.
Par ailleurs, au-delà de la végétation
et des obstacles créés par l’homme,
la vitesse du vent au voisinage du sol,
de 0 à 30 m de hauteur, est modifiée
par les petites variations du relief : le
sommet de collines arrondies ou le
bord supérieur d’une falaise soumise
à un vent perpendiculaire à sa crête
créent des accélérations.
En revanche, le fond des vallées perpendiculaires à la direction du vent, le
retrait derrière une falaise, l’ombre
portée par une falaise ou la zone
morte existant au pied d’une falaise
créent des ralentissements.
Dans la plupart des situations, pour
une surface horizontale de l’ordre du
km de rayon, l’accroissement de la
vitesse moyenne du vent au-dessus
du sol est bien représenté par l’équation : Vx = Vref X (x/ref) exp. α,
où x est la hauteur (m) d’évaluation
de la vitesse moyenne du vent, ref. est
la hauteur où l’on connaît la vitesse
moyenne du vent, α un coefficient qui
dépend de la rugosité météorologique
du terrain, essentiellement la végétation, dans la direction d’où souffle le
vent. Il varie de 0,07 pour une surface
très lisse (sable, neige) à 0,4 pour une
forêt ou une ville.
5
6
7
8
9
774
1 337
2 123
3 169
4 512
500
864
1 372
2 048
2 916
1.1.5.2. La turbulence
Les obstacles à l’écoulement du vent
posés sur le sol ont un autre effet que
l’obstacle et dont la hauteur maximale
est de l’ordre de la hauteur de l’obstacle majorée de 10 m.
de ralentir le vent : ils le rendent turbulent, c’est-à-dire que les directions
et vitesses du vent présentent des
fluctuations rapides et importantes.
Ces fluctuations peuvent générer des
pertes de puissance des éoliennes par
désorientation et majorer considérablement les contraintes de fatigue
alternée, principalement sur les pales.
Il est donc absolument nécessaire,
pour l’installation d’un aérogénérateur, de rechercher l’emplacement le
plus voisin du point d’utilisation de
l’énergie présentant le minimum de
risques de turbulence. Les premières
parades à la turbulence créée par des
obstacles du sol consistent à installer
l’aérogénérateur :
- au vent de tels obstacles ;
- le plus haut possible, ce qui en outre
majorera la vitesse moyenne du vent
reçu.
1.2. La ressource
éolienne des Pays
en Développement
La notion
de vitesse moyenne
est utilisée
pour pouvoir classer
les sites éoliens.
Toutefois, cette notion
peut cacher
des variations
importantes.
Pour faire simple, toute discontinuité
du sol, variation de pente comme
l’arête d’une falaise, angle d’une maison, arbre isolé, etc., génère des turbulences qui peuvent affecter un volume dont la dimension horizontale
est de l’ordre de 10 fois la hauteur de
5
1.2.1. DOCUMENTATION
Il y a quelque audace à définir la ressource éolienne, ressource d’exploitation géographiquement très ponctuelle, à l’échelle planétaire, mais l’un
des documents les plus intéressants
actuellement disponibles est la carte
des isorythmes, vitesses moyennes
annuelles de vent, établie par le département Énergie éolienne du Centre
de recherches danois de RISØ (voir
carte en 3è de couverture).
L’échelle de cette carte ne permet que
de définir des valeurs moyennes de
vitesse de vent pour des sites standardisés : c’est-à-dire un point situé à
10 m de hauteur, au centre d’une zone
circulaire de 1 000 m de rayon, dépourvue de végétation supérieure à
0,5 m de hauteur. Les coordonnées de
sites Internet fournissant des informations sur les gisements éoliens
sont en page suivante ; tous ces sites
Internet ont une présentation en
anglais.
1.2.2. LA MESURE
SUR LE SITE
L’imprécision des mesures disponibles tant au niveau mondial qu’au
niveau national et l’impact sur le gisement éolien local de la configuration de sites susceptibles d’être équipés soulignent l’importance d’une
campagne de mesure locale dont la
durée doit être comprise entre 6 mois
et une année, en fonction des conditions climatiques locales et de la distance du site à des stations météorologiques devant servir de référence
sur le long terme. En effet, de l’opinion des experts, il ressort que :
- la meilleure précision à attendre de
l’utilisation d’un atlas, ou d’une évaluation sur carte, est de l’ordre de
10 % sur la vitesse moyenne du
vent, soit 30 % sur le niveau de
l’énergie éolienne disponible ;
- l’utilisation de ce type de données,
obligatoirement standardisées, ne
permet pas d’accéder à une information pertinente pour la définition
des projets hybrides (éolien et diesel,
ou éolien/photovoltaïque et diesel) ;
- la mise en œuvre éventuelle d’un
outil informatique de définition des
équipements hybrides comme le logiciel Talco implique la disposition
des chroniques de vitesse de vent,
V(t), c’est-à-dire les valeurs successives de la vitesse de vent à intervalles réguliers, horaires ou trihoraires.
L’exploitation de tels équipements,
dont les prix augmentent rapidement
avec la hauteur de mesure et le nombre de capteurs, ne requiert qu’une
visite mensuelle.
NREL (American)
Wind contour maps for some
countries.
http://www.rsvp.nrel.gov/wind_resource
s.html
The World of Wind Atlases (English)
Very important data collection. Some
data are free access, some other against
payment.
http://www.windatlas.dk/
Sander + Partner GmbH (Deutsch English)
Realises wind analysis against
payment at any place in the world.
http://www.sander-partner.ch/
Stanford University (English)
Maps of mean 80 meters wind speeds.
http://www.stanford.edu/group/efmh/w
inds/global_winds.html
Winddata.com (English)
A lot of wind data gathered by this
Danish organisation (RISØ & Danish
Technology University) can be obtained
against payment. Same maps can be
read freely.
http://www.winddata.dk/
2. La machine et la transformation
du vent en électricité
En francophonie, la dénomination officielle des machines qui transforment l’énergie
du vent en courant électrique est “aérogénérateurs”, dénomination adoptée dans ce
numéro de Scarabée.
2.1. Principes de
fonctionnement
des aérogénérateurs
à axe horizontal
En dehors des aérogénérateurs à axe
horizontal, les autres machines n’ont
qu’un caractère épisodique et ne
seront pas examinées.
Les ensembles fonctionnels qui constituent un aérogénérateur sont les suivants :
- l’hélice à axe horizontal : elle fournit
l’énergie mécanique sous la forme
du couple d’un arbre tournant.
C’est le transformateur de l’énergie
cinétique du vent en énergie mécanique ;
2
- le générateur électrique rotatif : il
transformateur de l’énergie mécanique en énergie électrique ;
- le support de l’aérogénérateur : l’axe
de l’hélice doit être placé à plus d’un
demi-diamètre au-dessus du sol
pour assurer une garde au sol suffisante pendant la rotation ;
- le dispositif d’orientation : l’ensemble
hélice et générateur électrique installé sur une nacelle doit être orientable autour d’un axe vertical pour
que l’axe de l’hélice puisse suivre les
variations de la direction du vent.
Ces deux dernières fonctions sont
assurées par le support de l’aérogénérateur dont l’extrémité haute
comporte les organes de pivotement
de la nacelle.
2.1.1. L’HÉLICE
L’hélice comprend deux sous-ensembles : les pales et le moyeu.
2.1.1.1. Les pales
Sur une section de pale, la composante
de portance du vent apparent 2, qui
s’exerce sur le profil de section aérodynamique appropriée est transformée
en force d’avancement.
L’intégration de ces forces élémentaires
le long de la pale crée un moment par
rapport au moyeu et la somme des
moments de toutes les pales, de deux
à cinq, appliquée au moyeu crée le couple moteur de l’hélice.
L’évolution de la section le long de la
pale suivant en général une loi de
Le vent apparent est la somme vectorielle du vent naturel (de 3 à 30 m/s par exemple) et du vent créé par la rotation de l’hélice, Ω X R (50 à 60 m/s en bout
de pale en moyenne) où Ω est la vitesse de rotation de l’hélice et R son rayon.
6
vrillage et une loi d’effilement est souvent rencontrée, même sur les petits
aérogénérateurs.
Des pales cylindriques de corde et
de calage constants de leur racine à
leur extrémité sont aussi utilisées.
Leur rendement aérodynamique est
plus faible que dans le cas précédent,
cette réduction est compensée par un
prix de fabrication des pales plus
faible, et une longueur augmentée.
La plupart des pales actuelles sont
construites selon différentes méthodes de moulage de matériau plastique
ou composite, permettant d’obtenir à
moindre coût des pales de forme élaborée, vrillées et effilées.
Apparaissent par ailleurs des tentatives de construction de pales par
extrusion de matériau composite.
Cela conduit à des pales cylindriques
mais d’un prix de revient beaucoup
plus faible que les pales moulées en
forme.
2.1.1.2. Le moyeu
Fixé à l’arbre tournant d’entraînement
du générateur électrique et généralement abrité par un capot de forme
aérodynamique, le moyeu est la partie centrale de l’hélice qui porte les
pales.
Deux modes de fixation coexistent :
- l’hélice est à calage fixe : pales fixées
rigidement sur le moyeu ;
- l’hélice est à calage variable. Des éléments de roulement, roulements à
billes, couronnes d’orientation, permettent aux pales de pivoter autour
de leur axe longitudinal.
2.1.2. LE GÉNÉRATEUR
ÉLECTRIQUE
2.1.2.1. Types de générateurs
La quasi-totalité des petits aérogénérateurs actuellement disponibles est
équipée d’alternateurs à aimants permanents, formant le rotor, et assurant
l’excitation. Selon le cas, les aimants
sont des ferrites de nouvelle génération, ou des aimants au néodyme/
fer/bore.
Les rendements de ces machines sont
en général bons puisque la puissance
habituellement consommée par l’excitation n’existe pas.
Ces générateurs fournissent un courant électrique dont la tension et la
fréquence sont proportionnelles à leur
vitesse de rotation.
2.1.2.2. Entraînement
des générateurs
Pour un rendement aérodynamique
maximal, la vitesse périphérique en
extrémité de pale doit être de l’ordre
de 50 à 60 m/s, représentant des vitesses de rotation nominales pour les
machines de 1 à 16 m de diamètre de
1 000 à 65 tr/min.
On peut équiper les rotors et les stators des générateurs à aimants permanents du nombre de paires de
pôles tel que la fréquence des courants délivrés ne soit pas trop éloignée de la fréquence des courants industriels, 50 Hz.
La plupart des pales
actuelles sont
construites selon
différentes méthodes de
moulage de matériau
plastique ou composite
permettant d’obtenir à
moindre coût des pales
de forme élaborée.
En conséquence, de 1 m à 14 m de
diamètre, les aérogénérateurs à alternateurs à aimants permanents sont à
entraînement direct. L’arbre qui porte
le rotor du générateur peut quelquefois être l’arbre du moyeu. Il lui est
relié par un accouplement.
2.1.3. L’ORIENTATION
Si la très grande majorité des petits
aérogénérateurs n’est pas équipée de
servomécanisme d’orientation, deux
modes d’orientation coexistent, selon
les constructeurs.
2.1.3.1. Machines au vent
Pour ce type d’aérogénérateurs, l’hélice tourne en amont du support. Cette
disposition minimise les perturbations
entraînées lors du passage de chacune des pales à proximité du mât.
L’orientation est assurée par un gouvernail, plan vertical fixé à l’extrémité
d’un tube horizontal ou incliné dont
l’autre extrémité est fixée à la nacelle.
La position d’équilibre du système est
celle où le plan vertical est dans le lit
du vent. Si le vent change de direction, les forces aérodynamiques qui
s’exercent alors sur la plaque créent
7
un moment par rapport au pivot qui
ramène la plaque dans le nouveau lit
du vent, d’où l’orientation de la
machine.
Une des limitations de cette disposition est la flexibilité des pales : sous
l’effet des forces aérodynamiques et
gyroscopiques, leur extrémité se rapproche du mât.
2.1.3.2. Machines sous le vent
Pour ce type d’aérogénérateurs, l’hélice tourne en aval du support. Sans
carénage du mât, cette disposition
augmente les perturbations entraînées lors du passage de chacune des
pales à proximité du mât. L’orientation
est assurée par la traînée de l’hélice
qui crée un moment d’orientation.
Le système a une seconde position
d’équilibre quand l’hélice est exactement en amont du mât mais les instabilités directionnelles du vent sont
suffisantes pour que la machine,
même si elle démarre dans cette position, n’y reste pas longtemps.
2.1.3.3. Le transfert du courant
vers le sol
Le pivot d’orientation des machines
est équipé d’un collecteur tournant à
2 ou 3 bagues lisses qui assure la liaison électrique entre la partie orientable de la nacelle et le sol par un
câble électrique.
2.1.4. LE MÂT
OU LE SUPPORT
Pour les petites machines installées la
plupart du temps dans des zones isolées, le support haubané basculant est
la solution la moins coûteuse (poids
plus faible que les supports autoporteurs) et la plus facile à installer : montage au sol et érection au moyen d’un
treuil mécanique qui peut être manuel,
dont le câble de hissage s’appuie sur
l’extrémité d’une flèche de manœuvre.
De plus, ce type de support est précieux en zone cyclonique, car il permet, en une heure environ, de ramener l’ensemble aérogénérateur au
sol où les risques d’endommagement
par les cyclones sont beaucoup plus
réduits qu’en position normale.
La limitation d’utilisation de ce type de
support est la nécessité de dégager un
segment horizontal de longueur égale
à la hauteur du support pour créer la
charnière de basculement.
La question de la régulation des petits
aérogénérateurs leur est spécifique :
pendant de faibles fractions du temps
total, leur fluide moteur, le vent, peut
atteindre des valeurs telles que la
puissance captée par l’hélice peut
détruire le générateur ou bien que le
couple frein du générateur électrique
devienne trop faible par rapport au
couple moteur de l’hélice qui va alors
s’emballer.
La réponse à cette question est apportée, plus ou moins bien, par le
système de régulation qui, dans la
gamme de diamètres considérée, de
1 à 16 m, diffère selon les fabricants.
2.1.5.1. Absence
de régulation
Certaines, parmi les plus petites machines, autour de 1 m de diamètre, ne
sont pas équipées de système de
régulation. Machines à calage fixe, le
rendement se dégrade lorsque la
vitesse de vent augmente. Le générateur, dans le meilleur des cas, a été
calculé pour supporter la puissance
électrique générée sous les grandes
vitesses de vent.
Pour éviter tout risque de surcharge
de la batterie, un régulateur de charge
dissipe la puissance électrique de l’aérogénérateur dans des résistances.
La sécurité de fonctionnement est
en fait confiée aux utilisateurs qui doivent demeurer à proximité de la machine pour actionner, avec précaution,
le frein électrique. Par court-circuit, il
crée un couple supérieur à celui que
peut fournir l’hélice. La machine ralentit considérablement et peut alors
tourner au ralenti ou être attachée.
Ces machines sont à déconseiller
pour les sites non gardés.
2.1.5.2. Régulation par
désorientation de l’hélice
Les hélices de ces aérogénérateurs
sont à calage fixe.
Le principe est le suivant : la traînée
de l’hélice croît grossièrement comme
le carré de la vitesse du vent, l’axe de
l’hélice est décalé par rapport à l’axe
d’orientation. Le moment de désorientation créé par l’hélice va croître
jusqu’à équilibrer le moment d’orientation du gouvernail. Si la vitesse du
vent continue d’augmenter, la poussée de l’hélice va entraîner sa désorientation et il va se créer un équilibre
instable entre la désorientation de
l’hélice et le couple de rappel du gouvernail.
Quand l’hélice est en dehors du lit du
vent, la surface de captation est réduite et les pales fonctionnent dans
des conditions aérodynamiques dégradées. Le couple disponible sur
l’arbre du moyeu diminue et il y a une
certaine régulation de vitesse et de
puissance.
La désorientation du rotor peut être
organisée soit autour d’un axe vertical, effacement ou furling pour les
anglophones, soit autour d’un axe
horizontal, basculement ou tilting.
Dans les deux cas, un rappel est créé,
soit par la pesanteur, soit par un ressort pour ramener l’hélice dans le lit
du vent quand la vitesse de celui-ci
diminue.
On imagine aisément que les turbulences de vitesse et de direction qui
se superposent à ces désorientations
peuvent créer des phénomènes de
pompage et des vibrations.
L’inconvénient majeur de ce système
de régulation est que des contraintes
gyroscopiques élevées apparaissent
pendant les phases d’orientation et
consomment le potentiel de fatigue
du matériau des pales.
Ce système de régulation, simple et
bon marché, équipe la majorité des
aérogénérateurs de petite puissance,
il est toutefois à déconseiller pour des
vitesses moyennes de vent ≥ 6 m/s
ou des sites turbulents.
2.1.5.3. Régulation
à calage variable
Les hélices de ces aérogénérateurs
sont à calage variable.
Leur principe de fonctionnement est
le suivant : un senseur, dispositif sensible à la force centrifuge qui augmente comme le carré de la vitesse de
rotation, mesure la vitesse de rotation
de l’hélice. La force créée par ce dispositif est équilibrée par des ressorts.
Quand la précontrainte des ressorts
est atteinte, le dispositif commande la
modification du pas des pales, soit
dans le sens de la mise en drapeau
(feathering), soit dans le sens du
décrochage aérodynamique (stalling).
Dans le premier cas, une course de
30° est nécessaire pour assurer la régulation. En revanche, dans le second,
seuls quelques degrés suffisents.
8
La régulation, quasiment indépendante de la puissance absorbée par le
générateur, fonctionne même à charge nulle, donnant à l’aérogénérateur
la possibilité de “roue libre ”, c’est-àdire de tourner à une vitesse proche
de la vitesse de rotation nominale à
vide, quelle que soit la vitesse du vent.
Ce type de régulation, de loin le plus
sûr, autorise l’installation d’aérogénérateurs en sites isolés, quel que soit
le régime de vent.
Westwind
2.1.5. RÉGULATION ET
CONTRÔLE DE LA
VITESSE DE ROTATION
DE L’HÉLICE
2.2. Les équipements
aval
2.2.1. CHARGEURS
DE BATTERIE
D’ACCUMULATEURS
Le courant fourni par les aérogénérateurs équipés d’alternateurs à aimants
permanents est variable en tension et
fréquence.
La partie redressement des chargeurs
de batterie modernes est constituée
par une alimentation à découpage,
dont la tension de sortie est ajustée
pour débiter le maximum de courant
possible en fonction de la vitesse du
vent. Cette même alimentation permet de réguler la tension et le courant
de charge quand la batterie est en fin
de charge. Enfin, ces alimentations
permettent de générer quand il en est
2.2.2. CONVERTISSEURS
2.2.2.1. Conversion
directe
Si l’énergie de l’aérogénérateur est
directement déversée dans un réseau
en courant alternatif, le convertisseur
est constitué par un simple redresseur
dont le courant continu de sortie est
découpé en fréquences élevées (une
vingtaine de kHz) en MLI (modulation
à largeur d’impulsion) puis mis en
forme et filtré à la fréquence exacte du
réseau.
2.2.2.2. Conversion depuis
la batterie d’accumulateurs
Le convertisseur ne comporte alors
plus que la partie découpage de la
tension continue.
cette fréquence. S’il y a écart, l’hélice
ralentit ou accélère pour annuler cet
écart. En définitive l’hélice fonctionne
à vitesse de rotation variable et optimisée.
2.2.3. MPPT (MAXIMUM
POWER POINT
TRACKING)
On a intégré dans le redresseur ou
le convertisseur un circuit qui mesure
la vitesse de rotation de l’hélice
par sa fréquence, ainsi que les puissances de la courbe théorique de
rendement maximal de l’hélice qui
correspond au fonctionnement à
λ constant 3. Un circuit PLC règle en
permanence le redresseur de façon à
ce que la puissance débitée corresponde à la valeur mémorisée pour
Westwind
besoin les tensions dites d’égalisation
qui, en faisant légèrement bouillir
l’électrolyte de la batterie, en interdisent la stratification.
En définitive, la charge des batteries
d’accumulateurs est optimale.
3. Les systèmes éoliens,
pour un service rendu continu
Une des caractéristiques fondamentales de l’énergie éolienne est, sauf très rares exceptions géographiques, son caractère stochastique, c’est-à-dire quasiment aléatoire.
Or les usagers d’une installation éolienne souhaitent disposer d’un service, si ce n’est
continu au moins régulier afin de pouvoir éclairer le soir, écouter la radio, regarder la
télévision, etc. Aussi, la mise en œuvre de l’énergie éolienne devra être associée à des
moyens de stockage, évidents ou implicites. Enfin, le courant électrique disponible
doit être formaté pour s’adapter aux appareils d’utilisation car, à la sortie de
l’aérogénérateur, il est variable en tension et en fréquence.
3.1. Systèmes avec
stockage évident,
accumulateurs
3.1.1. SYSTÈMES SIMPLES,
SANS SECOURS
C’est la typologie la plus simple des
systèmes éoliens isolés devant alimenter une application professionnelle ou un village, et son architecture
est pratiquement toujours la même :
- l’aérogénérateur est le moyen de
3
production principal ;
- une batterie d’accumulateurs est le
moyen de stockage.
Entre l’aérogénérateur et la batterie,
un chargeur de batterie, alimentation
à découpage, formate le courant de
l’aérogénérateur, alternatif à fréquence
et tension variables, en un courant
continu d’intensité variable (en fonction de la vitesse du vent) et de tension appropriée à l’état de charge de
la batterie d’accumulateurs.
Les chargeurs plus récents sont équipés d’un dispositif MPPT (Maximum
Power Point Tracking) permettant à
l’aérogénérateur, en le faisant fonc-
λ est le rapport entre la vitesse en bout de pale et la vitesse du vent.
9
tionner à vitesse de rotation d’hélice
variable, d’optimiser le rendement de
capture sur une large plage de vitesse
de vent.
Le chargeur peut également être
équipé d’un régulateur de charge
simpliste, consistant en des résistances de dissipation de la puissance
de l’aérogénérateur quand la batterie
est chargée.
Côté utilisation, si les plus petits
récepteurs, de quelques dizaines de
watts moyens, fonctionnent en courant continu, la très grande majorité
des installations utilisent le courant
industriel, alternatif. Un convertisseur
3.1.2. SYSTÈMES HYBRIDES
Des expériences anciennes, il y a une
trentaine d’années, ont montré que
même avec des batteries d’accumulateurs assurant une autonomie de
quinze jours, des feux de signalisation maritime pouvaient tomber en
panne d’alimentation, faute d’un stockage suffisant. L’adjonction de petits
panneaux photovoltaïques a depuis
permis d’atteindre une fiabilité de
100 %.
L’hybridation, ou l’appel à des sources d’énergie complémentaires, a
donc pour but de pallier les incertitudes de l’énergie éolienne sans pour
autant installer des batteries d’accumulateurs trop importantes.
Si l’exemple cité est typique d’une
hybridation par des modules photovoltaïques, toute conception de système hybride doit analyser l’opportunité technique, financière et économique d’un complément de production d’énergie électrique. Quel type
d’énergie retenir, pour quel pourcentage de temps, à quel coût, avec
quelle contrainte d’exploitation, etc. ?
3.1.2.1. Hybridation avec
des cellules photovoltaïques
Les conditions climatiques peuvent
être adaptées à un mixte éolien-solaire
si, par exemple, la charge, consommant au maximum l’hiver, correspond
à la période la plus ventée et si des
modules photovoltaïques assurent une
consommation estivale plus faible, en
période de vents faibles. Cette configuration s’adapte bien aux latitudes
moyennes, de 40° à 55°.
3.1.2.2. Hybridation avec
des groupes électrogènes
Lorsque le couplage éolien-solaire
n’est pas pertinent, compte tenu des
conditions climatiques ou des puissances appelées, le groupe électrogène est la solution de complément la
plus courante.
Le groupe électrogène à démarrage
automatique prend le relais de la batterie d’accumulateurs, dont la taille
est réduite au minimum technique, de
l’ordre d’une journée de stockage, dès
que son niveau de décharge atteint
une limite préétablie.
Le groupe électrogène est par ailleurs
dimensionné de façon à pouvoir simultanément assurer l’alimentation de
la charge et à recharger la batterie
d’accumulateurs jusqu’à un niveau de
charge préétabli. Lorsque ce niveau de
recharge est atteint, le groupe électrogène est alors arrêté.
Si la panne de vent est très longue, la
batterie fonctionnera en cyclage, alimentée après chaque décharge par le
groupe électrogène.
Il est, une fois encore, nécessaire de
dimensionner chaque source d’énergie du système, aérogénérateur, batterie d’accumulateurs et groupe élec-
trogène, de telle sorte que la durée de
fonctionnement du groupe soit limitée. Seront alors réduites les consommations de carburant, les visites de
maintenance, etc.
Pour un projet bien étudié, la durée annuelle de fonctionnement du
groupe est inférieure à 1 000 heures
pour une disponibilité de l’électricité
voisine de 100 %.
3.1.2.3. Intérêt économique
des systèmes hybrides
La justification économique de cette
solution est claire :
- l’installation d’un aérogénérateur est
un investissement lourd mais avec
des coûts récurrents faibles ;
- l’installation d’un groupe électrogène est un investissement relativement faible mais avec des coûts
récurrents, combustible et maintenance, relativement élevés.
L’installation d’un groupe électrogène
de secours fonctionnant avec un
faible pourcentage du temps :
- limite ses coûts récurrents ;
- permet de limiter les investissements en puissance éolienne installée et en stockage de l’électrique ;
- assure, enfin, une excellente disponibilité d’électricité.
3.1.2.4. Dimensionnement
des projets hybrides
Il est clair qu’un système hybride idéal
est celui qui, pour un même taux de
disponibilité de l’électricité, conduira
au prix minimal du kilowattheure pendant la durée de vie de l’installation.
Westwind
DC/AC délivre du courant 230 V/50 Hz,
voire triphasé 400 V/50 Hz.
La limite de conception de ces systèmes est la taille et, bien entendu,
le coût du banc de batteries. La garantie de disponibilité de l’électricité dépend de sa capacité de stockage. Plus
grande est la garantie, plus grande
doit être la capacité de la batterie
d’accumulateurs et plus élevé en est
le coût.
On sait par ailleurs que la durée de vie
des batteries est limitée, de 7 à 12 ans,
pour des batteries professionnelles.
10
Une présentation, même succincte de l’énergie éolienne et de son utilisation, ne saurait passer sous silence ni les équipements disponibles ni leur coût, ni même une estimation du coût d’utilisation de l’électricité éolienne.
La présentation de quatre équipements éoliens répartis dans la gamme des petits aérogénérateurs et une approche de l’estimation du prix de l’électricité éolienne permettent de définir les ordres de grandeurs des coûts.
4.1. Prix de quelques
équipements
éoliens
Le tableau n° 2 de la page suivante
rassemble :
- une brève description de quatre
équipements de taille significativement différente recouvrant toute
la plage des diamètres des petits
aérogénérateurs ;
- leurs productibilités annuelles brutes ;
- leurs productions quotidiennes
moyennes utilisables pour la plage
de vitesses de vent les plus rencontrées.
Les indications de prix n’iront pas jusqu’à l’évaluation du prix du groupe
électrogène associé pour constituer
une installation hybride, dont les prix
sont disponibles auprès des revendeurs locaux. La puissance du groupe
dépendra principalement de la puissance nominale appelée par les applications et de l’intensité du courant
nécessaire pour la recharge du banc
de batteries en 10 heures.
Ces quatre équipements ont été retenus pour la qualité de leur fabrication
et la disponibilité des prix.
- les prix d’emballage et de livraison
dépendants de la destination ;
- les prix d’installation et de mise en
service, dépendants du lieu d’installation ;
- les prix d’achat du groupe électrogène assurant la continuité de la
fourniture, du combustible et du coût
d’exploitation et de maintenance
principalement fonction du temps
d’accès au site.
Ces simplifications sont identiques
pour chacun des systèmes analysés.
4.2.2. HYPOTHÈSES
TECHNICOFINANCIÈRES
Les hypothèses complémentaires
retenues pour comparer ce qui est
comparable : le prix unitaire du kilowattheure délivré en courant de format industriel 230 V, monophasé ou
triphasé 50 Hz, portent sur :
- la durée de vie de l’équipement, estimée égale à 15 ans, y compris pour
les batteries d’accumulateurs ;
- le taux d’amortissement de l’investissement initial de 7 %, ce qui combiné
à la durée de vie de 15 ans, entraîne
une charge annuelle de rembourse-
ment de 10 % de l’investissement ;
- la non prise en compte des coûts d’entretien et de maintenance compte
tenu de leur importante variation
selon les contextes.
4.2.3. PRÉSENTATION
DES RÉSULTATS
Le graphe n°3 ci-dessous donne un
ordre de grandeur du prix de revient
du kilowattheure éolien en électrification rurale décentralisée.
Pour une localisation donnée, on peut
ajouter l’hypothèse que les coûts non
pris en compte varieront tous dans le
même sens et que les prix relatifs du
kilowattheure fournis par les différentes machines seront du même
ordre.
Ces ordres de grandeur de prix permettent des comparaisons approximatives avec des champs de cellules
photovoltaïques et la fourniture exclusive à partir de groupes électrogènes.
Graphe n° 3
4.2. Évaluation
simplifiée du prix
de l’énergie délivrée
en systèmes isolés
Le graphe d’évaluation du prix de
l’énergie délivrée par les quatre systèmes présentés antérieurement donne
les indications suivantes :
prix du kWh en euros
COÛT DU kWh DÉLIVRÉ PAR DES AÉROGÉNÉRATEURS*
3,00
SUPERWIND 350
EOLTEC 5.5 - 6
2,50
PROVEN WT15000
PITCHWIND PW 30/14
2,00
1,50
1,00
4.2.1. LIMITES
DE L’ÉVALUATION
Il s’agit d’une évaluation simplifiée dans
la mesure où n’ont pas été compris :
0,50
0,00
4
4,5
5
5,5
* ce coût est estimatif
11
6
6,5
7
7,5
8
vitesse moyenne annuelle du vent au moyeu, m/s
Tableau n° 2 : Description et performances de quatre aérogénérateurs
Constructeur
Superwind
Eoltec
Proven
Pitchwind
Pays
Allemagne
France
Royaume-Uni
Suède
Aérogénérateur, modèle
Superwind 350
Scirocco E 5.5-6
WT 15000
PW 30/14
Diamètre
Unité
m
1,20
5,60
9,00
14,00
Surface balayée
m2
1,13
24,63
63,62
153,94
Nombre de pales
Puissance nominale Pn
3
2
3
2
W
350
6 000
15 000
30 000
Vitesse de Pn
m/s
12,5
11,5
12,0
10,0
Calage variable,
mise en drapeau
Calage variable,
décrochage
aérodynamique
Calage variable,
décrochage
aérodynamique
Calage variable,
mise en drapeau
Type de régulation
Vitesses moyennes
annuelles de vent
au moyeu, m/s, k = 2
4
Productibilité, kWh/an (Altitude : 0 m)
170
5 500
16 912
20 000
5
300
10 000
29 054
40 000
6
520
15 100
42 250
65 000
7
740
20 100
54 860
90 000
8
950
25 000
65 541
112 000
Les productibilités ci-dessus sont des données constructeurs. Ce sont des productibilités brutes, évaluées aux bornes de sortie
du redresseur ou du coupleur au réseau.
Vitesses moyennes
annuelles de vent
au moyeu, m/s, k = 2
4
Énergies quotidiennes moyennes disponibles, kWh/jour
0,280
9,00
28,00
33,00
5
0,495
10,45
48,00
66,00
6
0,855
24,80
69,00
107,00
7
1,220
33,00
90,00
148,00
8
1,560
41,10
108,00
184,00
Les énergies quotidiennes calculées ci-dessus l’ont été dans les conditions suivantes : fonctionnement du système avec
stockage dans des batteries d’accumulateurs, rendement global entre l’énergie disponible à la sortie du redresseur et à la sortie
de l’onduleur : 60 %.
Estimation de prix du système
Aérogénérateur
Support haubané
Chargeur de batterie
Commande frein électrique
Batterie d’accumulateurs
Onduleur sortie 230 V/50 Hz
Cumul
1 000
9 750
21 903
H = 10 m
H = 18 m
H = 25 m
500
2 660
17 640
CR 30 W
MWI-5200-48
MIC 15000-048
180
5 250
6 615
49
800
7,5 kWh
1 150
40 kWh
6 000
600 VA
Prix clés en main
du projet Osmussaar,
Estonie.
Fourniture de 6 kVA
à une station radar.
10 kVA
600
3 479 †
100 kWh
15 200
H = 35 m
9 600
24 460 †
70 958 †
200 000 †
Les prix ci-dessus proviennent des tarifs constructeurs si disponibles ou de différents catologues pour estimer des systèmes
complets.
Ce sont des prix en euros, HT, pour les équipements départ usine Europe.
Ces données sont indicatives et devront être confirmées en s’adressant directement au constructeur qui figure dans
la liste de la page 22.
12
5. La disponibilité mondiale
des petits aérogénérateurs en 2005
Concevoir un projet d’électrification rurale par énergie éolienne requiert une bonne
connaissance des fabricants d’aérogénérateurs et des gammes de machines proposées.
Quelques éléments d’appréciation, de comparaison et de mise en garde afin de s’assurer que la demande en énergie soit satisfaite sont par conséquent nécessaires.
5.1. Les constructeurs
Une liste, aussi exhaustive que possible, des constructeurs mondiaux de
petits aérogénérateurs est donnée en
page 22. Toutefois, les constructeurs
spécialistes de machines pour environnement urbain, les tout nouveaux
constructeurs et les nombreux constructeurs chinois ne sont pas mentionnés dans ce numéro.
5.2. Indicateurs
de prix unitaires
Un tableau, en page 21, rassemble une
sélection d’aérogénérateurs à axe horizontal, classés par surface balayée
croissante. Il comporte une estimation
du prix du système composé de l’aérogénérateur, d’un support et de l’équipement électronique spécifique à l’application.
5.3. Comparaison entre
les différentes
machines
Connaissant les informations de base :
- le projet en cours de développement
requiert x milliers de kWh/an ;
- le gisement éolien sur le site du projet est voisin de y m/s, avec un facteur de forme, k, de la loi de Weibull
locale, ayant la valeur z ;
la question à laquelle doit répondre
tout prescripteur de centrale éolienne
est la suivante :
Quel aérogénérateur ou quelle combi-
4
naison d’aérogénérateurs pourront répondre à la demande en énergie au
meilleur coût ?
30 % inférieures aux performances
annoncées, mais qu’à sa connaissance
aucun utilisateur n’avait contesté ces
écarts !4
5.3.1. GÉNÉRALITÉS
C’est là un exercice délicat car les informations fournies par les constructeurs comportent des marges d’incertitudes :
- les constructeurs n’hésitent pas toujours à augmenter la puissance du
générateur électrique, souvent pour
faciliter la régulation, mais cette puissance n’est fournie que pendant une
faible fraction du temps. Aussi, un
expert chevronné des petits aérogénérateurs, Paul Gipe, affirme que : «la
bonne façon de comparer les aérogénérateurs, toute chose étant égale
par ailleurs, est d’en comparer les
prix spécifiques, en euros par mètre
carré balayé. » Ce faisant, il introduit
une autre hypothèse : les petits aérogénérateurs ont des rendements voisins. Or, cela est de plus en plus
inexact avec la mise sur le marché
d’aérogénérateurs à vitesse variable ;
- la seule comparaison valable est
alors de comparer le prix des kWh
produits dans des conditions identiques si toutefois les caractéristiques de puissance P(V) fournies par
les constructeurs de petits aérogénérateurs ou les AEP (Annual Energy
Production) – productibilités annuelles – peuvent être considérées
comme justes.
Jusqu’à présent ces caractéristiques
de puissance ne sont pas ou peu mesurées par des organismes indépendants. Paul Gipe, toujours lui, a créé
son propre site d’essai à Tehachapi, en
Californie, et il indique que les performances mesurées sont souvent de
La biographie de Paul Gipe est mentionnée en page 23.
13
5.3.2. TENTATIVES
DE COMPARAISON
5.3.2.1. Intercomparaisons
de machines développées
Les performances des quatre aérogénérateurs proposés pour la définition
d’installations types ont été comparées à celles des deux seuls aérogénérateurs du monde qui ont été vérifiées
par un centre d’essais indépendant
(l’aérogénérateur Southwest Windpower type Whisper H40 et l’aérogénérateur Bergey Wind Company type
Excel) et elles ont été publiées.
En effet, les caractéristiques de puissance de chacune de ces deux machines ont été récemment mesurées
par le centre d’essais de petits aérogénérateurs de Boulder (dans le Colorado) géré par le NREL, organisme
d’État dépendant du DOE américain,
conformément aux exigences de la
norme IEC 64100-12.
Le tableau n° 3, en page suivante,
résume les AEP spécifiques, c’est-àdire ramenées au mètre carré de surface balayée et brutes, c’est-à-dire
mesurées à la sortie du convertisseur
ou du redresseur, sans prendre en
compte les pertes dans les batteries
d’accumulateurs et/ou les équipements de transformation du courant,
pour six machines :
Tableau n° 3 : Productibilités spécifiques annuelles affichées pour six machines
Énergie spécifique kWh/an.m2
V annuelle
m/s
4
5
6
7
8
Prix
spécifique
euros/m2
S (m2)
Superwind 350
1,13
150
265
460
654
840
1007
Whisper H40
3,60
110
228
358
485
599
700
Eoltec 5.5-6
24,60
224
407
614
817
1016
1220
Bergey Excel
29,90
92
215
370
535
685
1073
Proven WT 15000
63,62
266
457
664
862
1030
1037
Pitchwind PW 30/14
154,00
130
260
422
584
727
935
5.4. Les options
concurrentes
(systèmes photovoltaïques ou groupes
électrogènes)
En grisé : aérogénérateurs dont les performances ont été mesurées
et certifiées.
En blanc : aérogénérateurs dont les performances
ont été fournies par leur constructeur.
Quelles garanties
vis-à-vis du fournisseur ?
Dans la plupart des projets d’installation de petits aérogénérateurs, le responsable du projet n’aura pratiquement aucun recours contre le fournisseur de l’aérogénérateur si la machine ne fournit pas l’énergie attendue.
La démonstration précise de cette carence obligerait :
- à installer, pour au moins une année,
une station d’anémométrie dans des
conditions canoniques ;
- à faire fonctionner l’aérogénérateur
pendant cette même année de façon
à ce qu’il délivre la totalité du productible.
Les promoteurs de projets doivent
assumer la responsabilité de la mesure correcte du gisement éolien sur
site.
Par ailleurs, ces mêmes promoteurs
doivent s’assurer que la caractéristique P(V) de l’aérogénérateur dont ils
envisagent l’installation est bien la caractéristique affichée dans le catalogue du constructeur.
Il apparaît clairement que les performances des machines non mesurées
paraissent très supérieures à celles
des machines mesurées. Les technologies mises en œuvre sont effectivement très différentes, les deux machines américaines sont équipées
de régulations par désorientation et
leurs premiers modèles sont vieux de
plus de 10 ans, mais il reste quelques
doutes sur l’exactitude des performances annoncées par les constructeurs européens.
Que peut-on en conclure ? Simplement que les performances annoncées pour les machines Superwind
350, Eoltec 5.5-6 et Proven WT 15000
ne sont peut-être pas exagérées, mais
sans mesures des performances de
ces machines par un organisme indépendant, on ne peut en conclure que
les performances annoncées sont
garanties.
Il n’y a pas de raison évidente pour
que les performances de la machine
Pitchwind 30/14 soient nettement plus
mauvaises que celles des trois autres
machines, à moins qu’elles n’aient été
effectivement mesurées !
14
Les générateurs photovoltaïques se
sont rapidement révélés comme une
très bonne solution technique pour
assurer la fourniture de petites quantités d’électricité dans les PED, pour la
plupart largement pourvus en ressources solaires.
La constante réduction du prix spécifique des modules photovoltaïques,
de 10 à 15 euros/Wc installés, a élargi
leur champ d’application et réduit
d’autant celui des tout petits aérogénérateurs.
Si la comparaison des coûts d’investissement a été un élément significatif dans l’abandon des tout petits aérogénérateurs au bénéfice des systèmes
photovoltaïques, celle des fiabilités l’a
été tout autant. Les modules solaires,
totalement immobiles, bénéficient
d’une excellente fiabilité, sans commune mesure avec celle des petits
aérogénérateurs, dont les pièces en
mouvement requièrent une maintenance suivie.
Mais l’incapacité des systèmes photovoltaïques à répondre à des besoins
de puissance, laisse un vaste champ
d’application aux aérogénérateurs
capables de répondre aux gammes
d’énergies nécessaires à l’électrification de villages isolés.
6. Retour d’expériences
de projets éoliens dans les PED
Une introduction à l’énergie éolienne et à son utilisation dans les PED ne serait pas
complète sans une analyse des programmes d’équipement en cours ou passés. Tirer un
enseignement de ces expériences peut être d’une grande utilité tant pour les maîtres
d’ouvrage que pour les opérateurs privés du Nord comme du Sud.
6.1. Inadéquation
des projets
Il n’est pas rare d’observer des projets
dont les conditions d’implantation
devaient conduire rapidement à un
échec :
- absence d’informations précises sur
le gisement éolien ;
- absence de cadre réglementaire définissant les responsabilités des intervenants ;
- absence de motivation des utilisateurs compte tenu du manque de
consultation préalable ;
- limitation des capacités de paiement
des usagers ;
- méconnaissance des difficultés d’approche limitant les capacités d’entretien ;
- conditions climatiques rigoureuses
(air salin, humidité, etc.).
6.2. Insuffisance
de l’entretien
6.2.1. EXEMPLE HISTORIQUE
On peut rapporter une situation historique d’un système d’entretien volontariste à son abandon puis à l’arrêt de
l’ensemble du système éolien en une
saison :
Une étude générale des gisements
éoliens dans la boucle du Niger,
autour de Tombouctou conduit, dans
les années 1950, à un programme
d’installation d’une centaine d’éoliennes de pompage Aermotor, constructeur américain de très bonne réputation.
Une équipe d’entretien, avec les
moyens logistiques nécessaires, et
dont l’activité consistait essentiellement en deux tournées annuelles de
toutes les installations fut mise en
place. La première, juste avant la saison des pluies et des tornades, avait
pour objectif d’immobiliser les éoliennes. La seconde, à la fin de la saison des pluies, pour remettre toutes
les éoliennes en service après la révision recommandée par le constructeur. Ce système a fonctionné correctement pendant plusieurs saisons
mais vers 1959, l’équipe d’entretien
fut dissoute et son matériel dispersé.
Dès la première saison des pluies, la
plupart des éoliennes qui n’avaient
pas été immobilisées avaient été
détruites par les tornades. En deux
saisons, plus aucune éolienne ne
fonctionnait.
6.2.2. COURTE VUE
DES BAILLEURS
Cette anecdote, somme toute banale,
montre combien la prise en compte
des contraintes de la nécessaire exploitation des systèmes est fondamentale.
Pourtant, la grande majorité des
bailleurs de fonds occidentaux financent des projets clés en main. La responsabilité de mener le projet jusqu’à
cette étape est déléguée au constructeur du matériel.
Le produit du projet, électricité ou eau,
est, en général, mis gracieusement à
la disposition de la population locale
sans porter l’attention nécessaire aux
mécanismes de pérennité. D’où l’absence de revenus pour assurer l’entretien des équipements.
Dans le cas de l’étude conduite dans
les années 1950, rapportée précédemment, comme dans d’autres cas
survenus plus récemment, l’entretien,
peu coûteux en heures de travail sur
le site et en dépenses de pièces détachées, voyait son prix augmenter audelà des possibilités de ressources
locales parce qu’il n’avait pas été envisagé de développer un savoir-faire
15
local pour assurer l’entretien d’une
installation unique. Si bien que le
constructeur du matériel, informé des
désordres survenus sur les équipements de sa fourniture, ne pouvait pas
supporter les dépenses d’entretien qui
n’avaient pas été budgétées lors de
la consultation. Alors, rapidement,
deux à trois années après la mise en
service, survenait une panne non
réparée qui conduisait à l’abandon du
projet.
6.3. Observation
générale
Quand bien même quelques installations de petit éolien fonctionnent de
façon satisfaisante, les applications de
petite énergie éolienne dans les PED
sont encore actuellement très limitées.
La raréfaction des réserves d’énergies
fossiles et le phénomène du changement climatique ne peuvent laisser
indifférents. Ils suscitent une plus
large exploitation des ressources éoliennes, une fois définies les modalités adaptées à son exploitation.
6.4. Recommandations
issues des expériences antérieures
Les expériences passées de mise en
œuvre de l’énergie éolienne dans les
PED ont rarement été couronnées de
succès et toute nouvelle tentative de
développement devra se garder de
tomber dans les mêmes travers.
Quelques recommandations peuvent
être formulées.
La principale recommandation est
d’éviter, autant que faire se peut, la
politique du saupoudrage.
pris entre 15 et 20, dans une surface
d’environ 30 000 à 40 000 km2.
Deuxièmement, des modalités de paiement du service électrique doivent impérativement être élaborées et mises
en place pour assurer un budget d’exploitation / gestion pérenne et suffisant.
Enfin, la disponibilité en pièces de
rechange et en services de réparation,
au-delà de la maintenance de routine,
doit être assurée, pour une continuité
de service aussi large que possible.
Vergnet SA
Au contraire, il faut rassembler des
systèmes éoliens en bouquets de telle
sorte qu’une équipe de maintenance,
même réduite au minimum, 2 à 3 personnes dont une compétente, équipée
d’un véhicule adapté aux routes locales, puisse assurer l’entretien avec
un taux de charge normal. Les coûts
d’entretien, inévitables, seront répartis
sur une plus grande quantité d’électricité vendue et la charge unitaire
d’entretien sera limitée au maximum.
Des simulations ont montré que le
nombre de stations, dont une équipe
pouvait assurer l’entretien, était com-
7. L’avenir du petit éolien
dans les PED
La question se pose de savoir pourquoi un article sur l’énergie éolienne mise en œuvre
dans les PED si, jusqu’à présent, on n’a globalement observé que des échecs ? La réponse
semble évidente : l’environnement, lui, a beaucoup changé.
7.1. Environnement
énergétique
7.1.1. ÉNERGIE PRIMAIRE :
LE PÉTROLE
Il n’est pas besoin de souligner que
l’augmentation du prix moyen international du pétrole, passé de 20 dollars US à 60 dollars US le baril ces
trois dernières années, a complètement modifié les termes d’une comparaison économique entre énergie
fossile et énergies renouvelables,
et ce particulièrement pour les sites
isolés. Le coût du transport final majore encore le prix du gazole ou du
fioul. L’accroissement de la demande
mondiale en produits pétroliers ne
laisse pas envisager de renversement
de tendance, au contraire.
7.1.2. LES SYSTÈMES
PHOTOVOLTAÏQUES
Les systèmes photovoltaïques permettent une électrification d’habitations isolées et de faible consommation électrique au meilleur coût. Par
contre, ils ne savent, compte tenu de
leur coût, répondre seuls aux demandes en énergie correspondant à
un village, ou à de petites entreprises.
Les Objectifs du Millénaire, présentés
à Johannesbourg en août 2002 lors
du Sommet pour un développement
durable et repris par les bailleurs de
fonds internationaux, visent le développement d’activités génératrices de
revenus afin de contribuer à la lutte
contre la pauvreté. L’énergie, fournie
en quantité suffisante, est l’un des
vecteurs de cette stratégie, que les
systèmes photovoltaïques ne sont
pas en mesure de fournir.
L’augmentation du prix
du pétrole a modifié
les termes d’une
comparaison
économique entre
énergie fossile et énergies renouvelables,
et ce particulièrement
pour les lieux isolés.
Les aérogénérateurs, avec les baisses
de coûts aujourd’hui annoncées, seront en mesure, là où les ressources
éoliennes sont suffisantes, de répondre à la demande.
16
7.2. Environnement
technologique
Après description d’un certain nombre d’informations sur les matériels
actuellement existants, il est important d’en reprendre une partie ciaprès.
7.2.1. PROGRÈS
TECHNOLOGIQUES
DES AÉROGÉNÉRATEURS
7.2.1.1. Développement d’aérogénérateurs adaptés aux faibles
ressources éoliennes
Les aérogénérateurs existants sont
presque tous adaptés à des gisements
éoliens de climats tempérés, donc
vigoureux. C’est la raison pour laquelle, leur puissance nominale est
en général fournie pour une vitesse
de vent de 12 m/s.
Dans un gisement éolien de vitesse
moyenne annuelle de 4 m/s et un facteur de forme k = 2, la vitesse de 12 m/s
n’est atteinte ou dépassée que pendant une douzaine d’heures par an.
Par exemple, si l’on considère la
machine Eoltec 5.5-6, on pourrait remplacer le générateur actuel de 6 kW
par un générateur de 1,5 kW qui fournirait sa puissance pour un vent de
Westwind
8 m/s qui lui est présent pendant
300 heures par an.
L’intérêt économique de cette opération est de diviser par quatre le prix
du générateur électrique et de réduire
le prix des équipements aval, dimensionnés pour 1,5 kW et non pas 6 kW.
La productibilité annuelle de la nouvelle machine serait du même ordre
de grandeur que la machine actuelle
pour un prix de l’équipement qui
serait réduit de 20 % environ.
7.2.1.2. Amélioration des
performances électriques
Tous les petits aérogénérateurs européens actuels, hormis un modèle
équipé d’une génératrice homopolaire
à réluctance variable, sont équipés
d’alternateurs à aimants permanents
dont la technologie présente un certain nombre d’avantages :
- sans la consommation électrique
due à l’excitation de la machine, leur
rendement (rapport de la puissance
électrique délivrée à la puissance
mécanique à l’entrée) est meilleur
que celui de tous les autres types de
machines électriques ;
- le nombre de paires de pôles de ces
alternateurs peut être très élevé
et choisi par le constructeur. Avec
l’entraînement direct, le multiplicateur est supprimé et la fiabilité de
l’ensemble aérogénérateur en est
accrue.
Par ailleurs, un nombre de plus en
plus important de machines européennes est équipé de systèmes efficaces de régulation de la vitesse, fon-
La raréfaction
des réserves d’énergies
fossiles et le phénomène
du changement
climatique suscitent une
plus large exploitation
des ressources éoliennes,
une fois définies
les modalités adaptées
à son exploitation.
dés sur le contrôle du pas des pales,
soit par mise en drapeau, soit par
décrochage aérodynamique. Ces deux
solutions permettent aux aérogénérateurs de supporter des grandes
vitesses de vent pendant des durées
significatives sans accumulation de
fatigue à l’inverse des aérogénérateurs dont la régulation de puissance est assurée par la désorientation du rotor visant à le placer
parallèlement à la direction du vent.
17
La fiabilité des nouvelles machines en
est accrue.
Enfin, tout en conservant des prix
acceptables, les équipements électroniques associés aux aérogénérateurs
(redresseur chargeur de batterie, convertisseurs DC/AC, etc.) ont récemment fait des progrès tant en fiabilité
qu’en performances, permettant aux
aérogénérateurs équipés de génératrices à aimants permanents de fonctionner dans des conditions aérodynamiques optimales.
7.2.1.3. Exemples de nouveaux
aérogénérateurs
Ces améliorations commencent à être
appliquées et une nouvelle gamme
d’aérogénérateurs plus performants,
mais encore de petite taille, est
aujourd’hui disponible.
- L’aérogénérateur SWIFT (puissance
nominale de 1,5 kW), construit par
Renewable Devices Ltd (RoyaumeUni), a un diamètre de 2 m. La documentation Internet annonce que la
production annuelle brute de cette
machine atteindrait 4 000 kWh sans
préciser le vent annuel moyen correspondant, soit une AEP (productibilité annuelle) spécifique de 1 273
kWh/m2, ce qui paraît très élevé. Les
conditions d’évaluation de ce chiffre
devraient être précisées.
Le prix de vente annoncé est de
2 25 euros pour l’équipement installé
en Angleterre, sans équipement électronique. Supposons qu’après raccordement au réseau le prix final soit
de 3 000 euros, on en arriverait, dans
les conditions de calcul économique
énoncées précédemment, à un prix de
revient au kWh de 0,075 euro.
Il y a beaucoup de réseaux de distribution d’électricité au monde qui facturent des prix plus élevés.
- Le prix de l’aérogénérateur WS 1000
(diamètre 1,5 m, puissance nominale
1 kW), construit par Windsave Ltd
(Royaume-Uni), est de 1 500 euros/
kilowattheure pour l’équipement
complet (aérogénérateur et appareillage électronique de raccordement au réseau) départ usine. La
productibilité de cette machine est
indiquée comme étant comprise
entre 800 kWh/an et 1600 kWh/an,
selon le niveau du gisement éolien,
soit une AEP de 573 kWh/m2.an pour
un vent supposé de 8 m/s, ce qui est
crédible.
Ce sont là de nouveaux prix très intéressants et prometteurs !
Si ces deux équipements qui visent le
marché de l’économie de l’électricité
dans les pays développés aboutissent, ces mêmes machines pourront
être utilisées pour des microprojets
dans les PVD après avoir remplacé
l’onduleur de couplage au réseau par
un redresseur.
ment éolien de la durée de mesure et
de l’interprétation des résultats.
Le premier prix d’un équipement de
mesure de vent de qualité professionnelle est de l’ordre de 1 000 euros
pour le matériel nu départ usine. Il
permet d’acquérir, à 10 m de hauteur
au-dessus du sol, tous les paramètres
d’entrée d’un programme de simulation temporel pour une station hybride éolien/diesel.
Au-delà, pour un prix de matériel de
l’ordre de 1 500 euros pour le matériel
nu départ usine, on peut obtenir un
équipement permettant de mesurer la
vitesse du vent à 10 et 20 m de hauteur, donc de calculer α, mais aussi
d’enregistrer la direction du vent ainsi
que l’ensoleillement. Ainsi on peut
rassembler tous les paramètres météorologiques requis pour appliquer
un logiciel du genre Talco au dimensionnement d’un équipement hybride
éolien/photovoltaïque et diesel.
7.2.2. PROGRÈS
DES OUTILS DE
DIMENSIONNEMENT
7.2.2.3. Logiciels de simulation
Pour une approche d’optimisation des
systèmes hybrides, le Fraunhofer Institute (Allemagne), bureau d’études
spécialisé dans les énergies renouvelables, a mis au point un logiciel de
simulation dénommé Talco. Ce logiciel
comporte de nombreuses entrées :
chronique5 des vitesses de vent, chronique des ensoleillements, prévision
de la chronique de la demande d’électricité, prix des équipements en fonction de leur taille, prix du combustible
rendu sur le site, taux d’intérêt, etc.
Les paramètres d’entrée du code de
calcul sont :
- les gisements locaux d’énergies
renouvelables : gisement éolien,
gisement solaire, ressource hydraulique avec leurs chroniques (leurs
enregistrements chronologiques
pendant une certaine période) ;
7.2.2.1. La mesure du vent
Le prix relatif, par rapport à celui d’un
projet complet, des stations de mesure du vent actuellement disponibles
est beaucoup plus faible qu’il ne l’était
tant en investissement qu’en coût
d’exploitation. Mesurer et analyser le
régime du vent sur un site de projet
n’est plus financièrement coûteux. Ce
qui est incompressible, c’est le temps.
Mesurer et analyser le régime des
vents sur un site implique un délai de
18 mois en moyenne.
7.2.2.2. Prix et délais
Une telle campagne a un coût et
repousse l’installation d’un équipe5
Les aérogénérateurs,
avec les baisses
de coûts aujourd’hui
annoncées, seront en
mesure, là où les
ressources éoliennes
sont suffisantes, de
répondre à la demande.
- le prix local des combustibles ;
- le chronogramme de la fourniture
d’énergie à assurer ;
- les coûts d’investissement, d’installation et d’exploitation des différents
types d’équipements de production
électrique utilisant les sources énergies renouvelables ou fossiles ;
- les coûts de maintenance ;
- les taux d’intérêt.
Le logiciel de calcul fonctionne par
pas de temps. À chaque pas, le logiciel calcule l’état des différents paramètres du système, par exemple
l’énergie encore stockée dans la batterie d’accumulateurs, et les durées
de fonctionnement du groupe électrogène quand la batterie atteint sa
limite de décharge, pour, in fine, définir le coût du kilowattheure distribué.
En modifiant les paramètres maîtrisables, le calcul est réitéré pour définir les puissances installées : aérogénérateur, champ photovoltaïque,
capacité de la batterie d’accumulateurs, groupe électrogène, etc. Des
tableaux et graphiques présentent
finalement les variations du prix du
kilowattheure en fonction de la composition et des conditions d’utilisation
du système hybride.
L’intérêt essentiel de ce code de calculs, ou de tout autre code équivalent,
est de disposer d’une analyse numérique du taux d’hybridation, rapport
entre les puissances nominales du
système éolien, du système photovoltaïque, des groupes électrogènes
et des durées de fonctionnement de
ces derniers. Cette précision remplace
des estimations souvent grossières.
Ne serait-ce que du fait de la nécessaire collection des données d’entrée,
ce seul travail éviterait probablement
un certain nombre d’erreurs souvent
constatées sur le terrain.
Le coût d’une application de ce logiciel, quelques milliers d’euros selon
la complexité du problème, paraît acceptable par rapport au prix unitaire
minimal de projets d’électrification
rurale décentralisée.
Par exemple, les premières applications de ce logiciel ont déjà montré
que l’installation de systèmes hybrides solaire et éolien était économiquement justifiée pour des vitesses
moyennes annuelles de vent de
l’ordre de 2 m/s, ce qui n’est pas évident a priori.
La chronique des vitesses de vent ou des ensoleillements est la suite des valeurs de ces deux paramètres relevés à intervalle de temps uniforme, par
exemple toutes les heures, pendant un cycle météorologique, une année.
18
8. Conclusion
Si les aérogénérateurs de faible puissance ont aujourd’hui démontré leur fiabilité dans
leurs domaines d’application, il reste aux maîtres d’ouvrage à mettre en œuvre les outils
appropriés pour se lancer dans des programmes d’électrification rurale décentralisée
faisant appel aux ressources éoliennes locales.
Ces outils principaux sont :
- des mesures in situ du potentiel éolien
aussi précises que possible pour connaître les vitesses moyennes, les distributions de vitesse et les chroniques du
vent, seules données permettant d’estimer les énergies disponibles ;
- des outils de dimensionnement capables
de définir des équipements simples ou
hybrides pour obtenir le prix du kilowattheure aussi faible que possible ;
- des éléments de comparaison fiables
entre les différentes sources d’énergie
qu’elles soient renouvelables ou fossiles ;
- des informations de fabricants sur les
caractéristiques de leurs machines mesurées par des organismes indépendants.
Munis de ces outils, les maîtres d’ouvrage seront alors en mesure de convaincre investisseurs et bailleurs de fonds
de la pertinence des aérogénérateurs,
une fois qu’ils auront pris soin d’envisager non pas l’équipement d’un ou deux
hameaux mais au contraire des groupes
de villages.
Vestwind
Une fois encore l’union fait la force. Viser
l’installation d’une dizaine, d’une vingtaine de systèmes éoliens, c’est s’assurer
des équipes d’entretien/maintenance,
c’est s’assurer d’un prix de l’énergie aussi
réduit que possible, c’est enfin s’assurer
de la pérennité du service.
19
DÉTAILS ET SYNOPTIQUES D’UN AÉROGÉNÉRATEUR
AÉROGÉNÉRATEUR
L’hélice bipale, transforme l’énergie cinétique, 1/2 ρSV3
en puissance mécanique de rotation, CΩ.
V : vitesse du vent
S : surface de l’hélice
ρ : densité de l’air
C : couple à la sortie de l’hélice
Ω : vitesse de rotation de l’hélice
L’alternateur à aimants permanents transforme la puissance
mécanique de rotation, CΩ en puissance électrique,
UI à la fréquence f.
Le courant électrique est transmis au sol par un collecteur
à bagues lisses.
La dérive (plan vertical) se cale dans le lit du vent
et commande l’orientation de l’aérogénérateur.
Vergnet SA
Le support place l’axe de l’hélice à au moins un demidiamètre au-dessus des obstacles environnants.
ÉQUIPEMENT AU SOL
ÉLECTRIFICATION RURALE DÉCENTRALISÉE
Réseau de distribution
Aérogénérateur
Redresseur
Onduleur
Batterie
d’accumulateurs
SYSTÈME POUR COUPLAGE RÉSEAU
Aérogénérateur
Réseau de distribution
Onduleur piloté
20
Sélection d’aérogénérateurs
à axe horizontal disponibles en 2005
Surface
balayée
Diamètre
Constructeur
Type
Puissance
garantie
kW
Productibilité
Contrôle
annuelle
de la vitesse
estimée,
de rotation et
kWh
de la puissance
V moyeu
= 12 m/s
Vitesse
annuelle au
moyeu = 6 m/s,
k=2
Utilisation
Estimation
de prix,
en euros
m2
m
0,65
0,91
Marlec
Rutland FM 910-3
0,093
272
Désorientation
Charge batterie
1 092
0,68
0,93
Ampair
Pacific 100
0,065
169
Sans
Charge batterie
1 042
0,95
1,10
Eclectic Energy
D400
0,400
598
Sans
Charge batterie
1 258
1,17
1,22
Superwind
Superwind 350
0,310
500
Calage variable
Charge batterie
1 229
1,23
1,25
Windsave
WS 500
0,500
N.A.
Désorientation
Charge batterie
P.O.A.
2,41
1,75
Windsave
WS 1000
1,000
1 200
Désorientation Couplage réseau
1 450
2,74
1,87
Marlec
Rutland FM 1803
0,455
865
Désorientation
1 988
3,14
2,00
Renewable Devices
Swift
1,500
N.A.
3,60
2,10
Southwest W.E.
Whisper H40
0,900
358
Désorientation
Charge batterie
700
3,80
2,20
Fortis
Espada
0,600
1 487
Désorientation
Charge batterie
3 360
5,11
2,55
Proven
WT 600
0,600
1 948
Calage variable Couplage réseau
4 750
7,65
3,12
Fortis
Passaat
1,000
2 582
Désorientation
Charge batterie
4 000
9,62
3,50
Proven
WT 2500
2,500
6 333
Calage variable
Charge batterie
11 157
19,62
5,00
Fortis
Montana
4,000
9 130
Désorientation
Charge batterie
12 000
19,63
5,00
Iskra
AT1-5
5,300
13 100
Couplage réseau
P.O.A.
23,76
5,50
Proven
WT 6000
6,000
16 900
Calage variable
Charge batterie
18 470
24,63
5,60
Eoltec
Scirocco
6,000
15 880
Calage variable
Charge batterie
24 660
30,20
6,20
Bergey Wind Turbines
Excel
7,000
11 060
32 089
38,50
7,00
Fortis
Alize
9,700
21 906
23 250
63,62
9,00
Proven
WT 15000
15,000
42 250
Calage variable
61 358
78,50
10,00
Vergnet SA
GEV 10/20
14,800
33 500
Décrochage
passif & calage Couplage réseau
variable
95,03
11,00
Gazelle
Gazelle
20,000
53 000
132,73
13,00
Gaïa
11 kW
153,93
14,00
Pitchwind
PW 30/14
176,71
15,00
Vergnet SA
637,94
28,50
Vergnet SA
Décrochage
passif
N.A.
10,000
Charge batterie
Charge batterie
2 960
34 950
Couplage réseau
P.O.A.
Couplage réseau
P.O.A.
Charge batterie
129 950
65 000
Calage variable
GEV 15/60
97 600
Décrochage
passif & calage Couplage réseau
variable
82 000
GEV MP
498 300
Calage variable Couplage réseau
275 000
Les prix ci-dessus ne doivent être pris en compte que comme des indications. L'application est soit “charge batteries”, dans ce cas, le prix du chargeur est
inclus, soit “couplage réseau” dans ce cas le prix du couplage au réseau, convertisseur ou coffret de couplage si la génératrice est une machine asynchrone
est compris.
Les hauteurs de mâts prises en compte sont proportionnelles au diamètre de la machine. Pas de mât pour les plus petites machines.
Ces prix sont vérifiables auprès du constructeur par consultation électronique.
21
Sélection de constructeurs mondiaux
de petits aérogénérateurs à axe horizontal
ACSA,
Aerogeneradores Canarios SA
Espagne
[email protected]
www.acsaeolica.com
Machines de 250 W à 10 kW
Ampair Natural Energy
Royaume-Uni
[email protected]
www.ampair.com
Machine de 100 W
Bergey Windpower Co.
USA
[email protected]
www.bergey.com
Machines de 1 et 7,5 kW
Eclectic Energy Ltd
Royaume-Uni
[email protected]
www.eclectic-energy.com
Machine de 400 W
Eoltec
France
[email protected]
www.eoltec.com
Machine de 6 kW
Fortis, Johan Kuikmann
Pays-Bas
[email protected]
www.fortiswindenergy.com/
Iskra
Royaume-Uni
[email protected]
www.iskrawind.com
Machine de 5 kW
J. Bornay, Aerogeneradores Juan
y David Bornay, S.R.C.
Espagne
[email protected]
www.bornay.com
LVM
Royaume-Uni
[email protected]
www.lvm-ltd.com
Machines de 140 W et 280 W
Marlec Engineering Co. Ltd
Royaume-Uni
[email protected]
www.marlec.co.uk/
Machines de 150 à 600 W
Pitchwind
Suède
[email protected]
www.pitchwind.se/
Machine de 30 kW
Proven
Royaume-Uni
[email protected]
www.provenenergy.com
Renewable Devices Swift
Turbines Ltd
Royaume-Uni
[email protected]
www.renewabledevices.com
Machine de 1,5 kW
Solener Soluciones
Energèticas SA
Espagne
www.solener.com/
Southwest Windpower Inc.
USA
[email protected]
www.windenergy.com/
Machines de 400 W à 3,2 kW
SVIAB Svensk Vindkraft
Industriab M. Lars Wikberg
Suède
[email protected]
www.sviab.com
Machine de 750 W
Superwind GmbH
Allemagne
[email protected]
www.microwind.de/
Machine de 350 W
Vergnet SA, département
Énergie éolienne
France
[email protected]
www.vergnet.fr
Machines de 5 à 60 kW
Westwind
Australie
[email protected]
www.venwest.iinet.net.au/
Machines de 2,5 kW à 20 kW
Windsave
Royaume-Uni
[email protected]
www.windsave.com
Machine de 1 kW
22
Bibliographie
1. Livres
Wind comes of age, Paul Gipe. - John Wiley & Sons, Inc. 1995.
Guide de l’énergie éolienne. IEPF/Fondation Énergies pour le Monde, 1998.
2. Revues
Systèmes Solaires. Systèmes Solaires | 146, rue de l’Université | 75007 Paris - France
www.energies-renouvelables.org
3. Constructeurs d’équipements anémométriques
Ammonit
Gill Instruments
Maywind
NRG systems
Secondwind
Vector Instruments
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
www.gill.co.uk
www.nrgsystems.com
www.secondwind.com
http//www.windspeed.co.uk
[email protected]
4. Sites Internet d’informations générales sur l’énergie éolienne
Danish Wind Industry Association
http://www. Windpower.org
Heiner H. Dœrner, professeur d’aérodynamique à Stuttgart
http://www.ifb.uni-stuttgart.de/%7edoerner/edoerner.html
Hugh Piggot, Wind Turbine Design Notes
http://www.scoraigwind.com
L’auteur Jean-Marc Noël, ingénieur École navale, est impliqué dans la mise en œuvre de l’énergie
éolienne, plus particulièrement les petits aérogénérateurs depuis 1962. Il a assuré la direction de
la Société Aérowatt de 1970 à 1989. Depuis, il assure essentiellement des missions de conseil, de
formation et d’enseignement, toujours dans le même domaine.
23
PREMIÈRE ANNONCE
SÉMINAIRE
« LE POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE »
OUARZAZATE, PREMIÈRE SEMAINE DE DÉCEMBRE 2005
À l’issue du programme
« Installation de systèmes solaires de pompage et de purification d’eau dans les pays du Maghreb »,
les thèmes traités seront les suivants :
• Spécifications techniques des systèmes solaires de pompage et traitement d’eau
• Recommandations de conception et d’installation des équipements associés
• Appropriation des systèmes par les usagers
• Impacts sociaux et économiques des systèmes
• Retour d’expériences
• Visites de sites
Pour toute information complémentaire :
- Association Tichka – Attn Mohamed AANDAM ([email protected])
- Fondation Énergies pour le Monde ([email protected])
24
* en mètre/seconde.
Carte mondiale des vitesses moyennes annuelles
de vent ou des isorythmes*
Partenaires
financiers
de Scarabée
Ce bulletin est édité dans
le cadre de l’initiative Scarabée,
menée par la Fondation
Énergies pour le Monde
Président : Alain Liébard
Directeur : Yves Maigne
146, rue de l’Université
75007 Paris – France
Tél. : 33 (0)1 44 18 00 80
Fax : 33 (0)1 44 18 00 36
E-mail :
[email protected]
Internet :
www.energies-renouvelables.org
Prix de vente du numéro :
14 euros TTC.

Scarabee 15 - Energies Renouvelables

Transcription

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